[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 17 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Tuesday, October 26th, 2010 | |
| 11:00 am | Власти решили отказаться от регулирования калийного рынка Сулейман Керимов оказался очень эффективным лоббистом. Лишь несколько месяцев назад он вошел в калийный бизнес, но уже сумел убедить правительство отказаться от регулирования цен на калийные удобрения. Тем самым может быть положен конец многолетним спорам по ценам на калий для производителей сложных минудобрений — с 2013 года они должны стать рыночными, решили вчера на совещании у первого вице-премьера Игоря Шувалова. Для калийных компаний это означает сотни миллионов долларов дополнительных доходов ежегодно. Вчера у первого вице-премьера правительства Игоря Шувалова прошло совещание, посвященное ценам на калий для внутреннего рынка, рассказали РБК daily несколько источников, близких к его участникам. Непосредственно в секретариате вице-премьера не стали комментировать ход совещания, лишь подтвердив его проведение. Собеседники РБК daily рассказали, что встреча была подготовлена буквально за считаные дни, а ее инициатором выступил Сулейман Керимов. Его представители на запрос РБК daily не ответили. Сами калийные компании от комментариев отказались. Совсем скоро, 5 ноября, должна была завершиться договорная кампания между производителями сложных минудобрений («Акрон», «Еврохим», «Уралхим», «Фосагро» и др.) с калийщиками о поставках сырья на ближайшие годы. Кампания должна была пройти по правилам недискриминационного доступа на рынок хлористого калия, разработанным Федеральной антимонопольной службой в сентябре этого года. Согласно им обе калийные компании должны поставлять на внутренний рынок около 15% своей продукции (1,65 млн т) по фиксированным ценам (от 4300 руб. за тонну с ежегодной индексацией), которые традиционно в разы ниже мировых. Такой уровень цен обосновывался тем, что при более высокой стоимости поставки удобрений на ключевые рынки — Индии и Китая — станут нерентабельными. Все производители сложных минудобрений подали заявки на максимально предусмотренный правилами ФАС срок — пять лет. Сами калийщики ранее подтверждали, что заявки получены и изучаются. Между тем собеседники РБК daily рассказали, что в ходе совещания у Игоря Шувалова было решено перейти с 2013 года на рыночные цены на калий для внутреннего рынка. На ближайшие два года будет установлен переходный период, призванный сгладить резкий рост цен. В частности, производители сложных минеральных удобрений смогут до начала 2013 года приобретать хлористый калий по минимальным экспортным ценам. Сейчас это около 6,3 тыс. руб. за тонну (без НДС). Впрочем, производители сложных минудобрений могут рассчитывать на компенсацию. ФАС и Минпромторгу поручено рассмотреть вопрос компенсации части недополученного субсидирования на период до 2013 года в связи с переходом на рыночное ценообразование. Непосредственно «Уралкалий» и «Сильвинит» смогут таким образом только в ближайшие два года дополнительно заработать 220 млн долл. Участники рынка ожидают, что уже до конца года эти компании объединятся. Непосредственно сельхозпроизводители до 2013 года продолжат получать хлористый калий по льготной цене — 4200 руб. за тонну. В последующем планируется выделять им дополнительные субсидии на приобретение калийных и сложных минудобрений. Еще накануне совещания у Шувалова высокопоставленный источник РБК daily в правительстве говорил, что чиновники не планируют вмешиваться в ситуацию и устанавливать правила сверху, рассчитывая убедить стороны договориться. Ранее участники рынка рассказывали РБК daily, что обсуждаются различные варианты урегулирования ситуации. К примеру, установление разных цен на хлоркалий, идущий на производство сложных минудобрений, для внутреннего и внешнего рынков либо фиксация объема сырья, необходимого для производства сложных минудобрений, идущих на внутренний рынок. «Но дальнейшая судьба сырья не должна влиять на его стоимость для покупателя», — говорил один из собеседников РБК daily. Это противоречило бы антимонопольному законодательству, говорит адвокат ЮК «Юков, Хренов и партнеры» Дмитрий Лобачев. «Прямого запрета на установление разных цен в законе нет, но экономически обоснованна может быть только некая единая цена, так как любые другие действия запрещены законом о защите конкуренции, — отмечает он. — Аналогично невозможно установить и различные объемы продаж в зависимости от покупателя». http://www.rbcdaily.ru/2010/10/26/indus |
| 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/gazpr 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/buren |
| Wednesday, October 13th, 2010 | |
| 10:23 am | Штокмановское газоконденсатное месторождение Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля. Прогиб имеет сложное строение, обусловленное наличием трех глубоких впадин – Южно-Баренцевоморской, Северо-Баренцевоморской и Нансена, разделенных региональными поднятиями-седловинами. Южно-Баренцевоморская и Северо-Баренцевоморская впадины разделены крупной Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, к которой приурочены три наиболее крупных месторождения Баренцевского шельфа – Штокмановское, Лудловское и Ледовое (рис. 1). По величине запасов Штокмановское и Ледовое месторождения относятся к уникальным, а Лудловское – к крупным.  Рис. 1. Общая схема расположения нефтяных и газовых месторождений Баренцевоморской провинции Штокмановско-Лунинская седловина представляет собой сложнопостроенную структуру, размеры которой в поперечном сечении составляют 250–300 км. Вертикальная амплитуда вала относительно юрско-меловых отложений, выполняющих дно бассейна, составляет около 500–800 м. В строении мегаседловины выделяется ряд субширотных положительных и отрицательных морфоструктур – Штокмановско-Ледовое, Лудловское и Лунинское поднятия и Северо-Штокмановский и Южно-Лунинский прогибы (рис. 2).  Рис. 2. Геологический разрез отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины На основании данных сейсморазведки в пределах Штокмановско-Лунинской мегаседловны выделяется осадочный чехол мощностью не менее 15 км. Наиболее древними породами, установленными глубинными сейсмическими исследованиями, являются отложения рифейско-раннедевонского возраста, выполняющие узкие рифтогенные прогибы. На рифтогенном комплексе залегают девонско-пермские глубоководные эффузивно-кремнистые и черносланцевые породы. Вышележащие толщи перми и триаса представлены мощными (не менее 5 км) песчано-глинистыми отложениями, отражающими этап лавинного осадконакопления в регионе. Бурением вскрыт и описан разрез глубиной лишь 4 км. Он представлен песчано-глинистыми отложениями мезозоя (триас-юра-мел) и кайнозоя. Верхнетриасовые-среднеюрские породы представляют собой мощную (до 1200 м) толщу песчаников, которые являются хорошими коллекторами. Высокие коллекторские свойства пород и площадная выдержанность регионального резервуара создают благоприятные условия как для вертикальной, так и для латеральной миграции углеводородов. В верхнеюрской части разреза отмечаются довольно протяженные региональные прослои черных битуминозных глинистых отложений, являющихся ловушками газа, который аккумулируется в среднеюрских песчаниках. Такой тип газовых залежей характерен для Штокмановского и Ледового месторождений. Над верхнеюрскими экранирующими породами располагается вторая коллекторская толща, сложенная песчано-глинистыми породами нижнего и верхнего мела. Эту толщу экранируют верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в Южно-Баренцевоморской впадине. Однако невыдерженные мощности экранирующих отложений, а также ограниченная область их распространения (они срезаются кайнозойскими морскими осадками) существенно снижают перспективы нефтегазоносности верхней коллекторской толщи. Тем не менее в меловой части разреза все же наблюдаются газопроявления на территории Лудловской, Ледовой и Лунинской площадей. Причиной этого, вероятно, является нарушение сплошности региональных верхнеюрских покрышек вследствие разрывной тектоники, что создает условия для миграции углеводородов из нижнего коллекторского комплекса в верхний. Штокмановское месторождение было открыто при поисковом бурении в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман». Расстояние от месторождения до Мурманска составляет около 650 км. Глубины моря в районе месторождения колеблются от 279 до 380 м. По разведанным запасам газа Штокмановское – самое крупное из известных в мире морских месторождений, его площадь составляет 1400 км². Общие геологические запасы газа по категориям C1+C2 (предполагаемые запасы) составляют 3,2 трлн. м3. Запасы конденсата по категориям C1+C2 составляют 31 млн. т. Глубина продуктивных пластов составляет около 1500–2500 м, что создает существенные трудности при освоении месторождения. В настоящее время на месторождении пробурено небольшое количество скважин, из которых лишь часть вскрыла отложения триаса, остальные же находятся в пределах юры. По результатам бурения в среднеюрских породах установлено четыре газоносных пласта – Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 (рис. 3). Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. Выявленные залежи относятся к пластовым сводовым, пластовым и тектонически экранированным. Коллекторами для газоконденсатных залежей являются мелкозернистые песчаники, иногда с прослоями алевролитов, обладающими достаточно высокими фильтрационными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по мощности, составляющей в среднем 73,6 и 78,3 м соответственно. Региональным флюидоупором для всего юрского продуктивного комплекса Южно-Баренцевоморской впадины служат глинистые образования позднеюрского возраста. Строение Штокмановского месторождения осложнено рядом незначительных разрывных нарушений.  Рис. 3. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения. Условные знаки: 1 – флюидоупоры; 2 – газонасыщенные слои; 3 – водонасыщенные слои; 4 – разломы. Газовые залежи Штокмановского месторождения характеризуются как метановые, бессернистые, низкоуглекислые, низкогелееносные, низкоазотные. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины, смолы и асфальтены. Содержание стабильного конденсата в газе месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной до 14,1 г/м3. Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения считаются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов. Источники: - Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. №3. С. 39–48 - Маргулис Е.А. Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т2. №3. С. 1–15 - Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа. №7. 1995. - Шишлов Э.В., Мурзин Р.Р. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа. №4. 2001. - Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокоперспективнй тип структур Баренцево-Карской плиты // Геология нефти и газа. №1. 2001. С. 13–23. http://www.trubagaz.ru/gkm/shtokmanovsk Сведения о месторождении География расположено на шельфе Баренцева моря площадь месторождения - 1400 кв. км глубина моря - 350 м расстояние от берега - 600 км перепады глубин по площади месторождения - 50 м Геология Месторождение состоит из 4-х пластов. Основные запасы сосредоточены в пластах Ю0 и Ю1. геологические запасы газа C1+C2 - 3,2 трлн.куб.м геологические запасы конденсата C1+C2 - 31 млн.т. глубина залегания - 1900-2300 м   Природные условия Максимальная высота волн - 28 м масса айсбергов - до 1 млн.т скорость дрейфа айсбергов- 0,25 м/с толщина дрейфующего льда - 1,2 м скорость дрейфа льда - 1 м/с торосы с глубиной киля - до 20 м   Хронология 1988 - открытие месторождения 1990-1995 - детальная сейсморазведка; бурение 6 разведочных скважин 1993 - лицензия выдана АО «Росшельф» 2000 - включено в перечень СРП 2002 - лицензия передана ЗАО «Севморнефтегаз», выполнен проект разработки 2010 - начало промышленной добычи газа (с сайта 2005 г.) http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Концепция освоения Штокмановского месторождения  http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Экономика Штокмановского проекта Одна из основных сложностей освоения Штокмановскго месторождения заключается в его высокой капиталоемкости. Поэтому главными задачами проекта разработки, наряду с достижением рентабельных показателей, является снижение инвестиционной нагрузки, гарантированное достижение проектных показателей, а также возможность внесения корректив в обустройство в процессе уже начатой эксплуатации месторождения. Для решения этих задач необходимо постепенное освоение месторождения. Поэтому в принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей. Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа - 1 нитка морского газопровода - 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод). С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реенвестироваться для последующего развития проекта.   http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Морской газовый промысел По объему капитальных вложений морской промысел занимает доминирующее положение — на его долю приходится 49% от общих вложений в освоение Штокмановского месторождения. Массогабаритные и другие характеристики этой системы оказывают большое влияние на уровни проектной добычи газа из месторождения. В качестве основного технологического элемента для организации добычи газа Штокмановского месторождения выбрана ледостойкая полупогружная платформа, рассчитанная на одновременное бурение и эксплуатацию скважин с обустройством устьев на платформе. В качестве возможных вариантов рассматриваются платформы типа TLP и SPAR. На каждой из платформ предполагается установка всего комплекса бурового оборудования, технологического обородования по промысловой подготовке газа, необходимой для однофазного транспорта газа по магистральному трубопроводу и т.п. Проектный уровень добычи достигается с помощью установки трех платформ в разных частях месторождения. К каждой платформе подсоединяются по три системы с кустами скважин подводного заканчивания, что позволяет более равномерно расположить скважины по площади месторождения. Каждая платформа связана с береговыми сооружениями одним подводным магистральным газопроводом. Кроме того, для обеспечения надежности и отказоусточивости всей системы в целом все платформы связаны между собой соединительными газопроводами. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Многофункциональные платформы для освоения Штокмановского месторождения  В настоящее время ведутся исследования по выбору оптимальной конструкции платформы. В начале 2003 года на стенде ЦНИИ им. академика Крылова были проведены модельные испытания корпуса и системы удержания платформы типа TLP, разработанной в ЦКБ МТ «Рубин». Также как и в случае Приразломного проекта, строительство платформ будет осуществляться преимущественно на отечественных предприятиях с использованием наиболее передового мирового опыта. http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Фонд скважин  Основные параметры Фонд скважин - 156 в т.ч. добывающих - 144 контрольных - 3 резервных - 9 Количество скважин с подводным заканчиванием - 40 Суточный дебит скважины - 2,62 млн.куб.м http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Подводные магистральные трубопроводы  http://www.sevmorneftegaz.ru/projects/s Штокмановский проект http://www.gazprom.ru/production/projec Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, на северо-востоке от Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. Запасы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. м газа и 56 млн тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка «Газпрома» расположены 3,8 трлн куб. м газа и 53,3 млн тонн газового конденсата. Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд куб. м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу — Норвегии. Добыча на месторождении будет организована с помощью подводных добычных комплексов и специальных технологических судов. Добытое сырье будет транспортироваться по морским трубопроводам на берег Териберской бухты, где будут расположены: завод по производству СПГ, портовый транспортно-технологический комплекс, установка комплексной подготовки газа и другие производственные объекты. Для транспортировки газа в Единую систему газоснабжения России предполагается строительство газопровода «Мурманск — Волхов». Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд куб. м. природного газа в год. Окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, решение о производстве СПГ — на втором этапе — до конца 2011 года. Данный подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СПГ в 2017 году. ( Read more... ) |
| Wednesday, September 8th, 2010 | |
| 10:50 am | Газпром: Мегапроект «Ямал» (Газпром: по состоянию на 2008 г.?) Запасы и ресурсы Ямала  На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, разведанные и предварительно оцененные (АВС1+С2) запасы газа которых составляют порядка 16 трлн куб. м, перспективные и прогнозные (С3-Д3) ресурсы газа — около 22 трлн куб. м. Запасы конденсата (АВС1) оцениваются в 230,7 млн тонн, нефти — в 291,8 млн тонн. Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений принадлежат Группе «Газпром». Наиболее значительным по запасам газа (АВС1+С2) месторождением Ямала является Бованенковское — 4,9 трлн куб. м. Начальные запасы Харасавэйского, Крузенштернского и Южно-Тамбейского месторождений составляют около 3,3 трлн куб. м газа. Программа комплексного освоения Ямала Проект «Программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий» был разработан ОАО «Газпром» совместно с Администрацией Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) по поручению Президента и Правительства РФ в 2002 году. ( Read more... ) Комплексное освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон — Бованенковской, Тамбейской и Южной, с каждой из которых связана своя группа месторождений: — Бованенковская промышленная зона включает три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 220 млрд куб. м, конденсата — до 4 млн тонн. — Тамбейская промышленная зона включает шесть месторождений: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейское и Сядорское. Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 65 млрд куб. м, конденсата — до 2,8 млн тонн. — Южная промышленная зона включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Малоямальское, Ростовцевское, Арктическое, Среднеямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское (суша). Суммарная ежегодная добыча газа предполагается на уровне до 30 млрд куб. м, нефти — до 7 млн тонн. Изучается возможность строительства на Ямале завода по сжижению газа. Таким образом максимальная ежегодная добыча газа на Ямале сопоставима по объему с текущими поставками газа ОАО «Газпром» на российский рынок и в два раза превышает поставки газа в дальнее зарубежье.  Новая газотранспортная система Для обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал — Ухта (5–6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта — Грязовец, Грязовец — Торжок, Грязовец — Ярославль, Ухта — Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров. Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объеме более 300 млрд куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600–11600 МВт. При этом общая протяженность линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12–15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России.  Реализация первоочередных проектов Первоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения. Проектный объем добычи газа на месторождении определен в 115 млрд куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд куб. м в год. Для вывода добытого газа в ЕСГ необходимо построить систему магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». В октябре 2006 года Правлением ОАО «Газпром» было принято решение приступить к инвестиционной стадии освоения Бованенковского месторождения и строительства системы магистрального транспорта. Ввод в эксплуатацию первых пусковых комплексов по обустройству Бованенковского месторождения производительностью не менее 15 млрд куб. м газа в год и системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта» должен состояться в III квартале 2012 года. В 2007–2008 годах проводились работы по строительству первоочередных объектов Бованенковского месторождения: объектов пожарной, санитарно-эпидемиологической и экологической безопасности, жизнеобеспечения, производственной и транспортной инфраструктуры, промышленных баз. В 2008 году планируется ввести в эксплуатацию 29 объектов первоочередного строительства (базы дорожно-эксплуатационного управления, капитального ремонта скважин, службы эксплуатации, электростанция собственных нужд, линии электропередач и т. д.). Начаты работы по строительству базы бурения и базы геофизиков, а также объектов инженерного обеспечения эксплуатационного бурения и объектов подготовки газа. Кроме того, в 2008 году на Бованенковское месторождение доставлены первые три буровые установки из девяти, проводится подготовка к началу бурения в текущем году эксплуатационных скважин. Первая буровая установка, которая начнет бурение скважин на месторождении, произведена на одном из ведущих российских машиностроительных предприятий — «УРАЛМАШ — Буровое оборудование» и получила имя «Екатерина». Это буровая установка пятого поколения, которая воплотила в себе лучшие и самые прогрессивные отечественные конструкторские идеи. В 2008 году «Газпром» приступил к строительству системы магистральных газопроводов «Бованенково — Ухта». При строительстве газопровода используются высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер). Производство этих труб было освоено на Ижорском трубном и Выксунском металлургическом заводах по заказу «Газпрома». ( Read more... ) Применение новых технических решений и использование передового опыта При обустройстве месторождений полуострова Ямал и создании новой газотранспортной системы предусмотрено использование передового отечественного опыта и ряда новейших технологий и технологических решений, наиболее значимыми из которых являются: — использование единой производственной инфраструктуры для добычи газа из сеноманских и аптских залежей; — применение теплоизолированных труб при строительстве и эксплуатации скважин с целью предотвращения растепления многолетнемерзлых пород; — сокращение фонда наблюдательных скважин за счет совмещения функций контроля за разработкой разных залежей в одной скважине; — впервые при строительстве магистральных газопроводов будут использованы высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер), а также новые технологии и материалы при сварке; — применение на компрессорных станциях энергосберегающего оборудования нового поколения с КПД 36–40%. Транспортная инфраструктура ( Read more... ) Триллионы на край земли Ведомостям«удалось ознакомиться с проектом программы освоения Ямала: 5 августа его предварительно одобрила правительственная комиссия по ТЭКу, ожидается, что до конца сентября будет и отдельный план для проекта по производству там сжиженного газа (СПГ)  За 25 лет инвестиции в Ямал (в переводе с ненецкого — «край земли») составят 6,8-8 трлн руб. Эти деньги должны превратить полуостров в новый центр добычи газа, обеспечив около трети российского производства. Оценка капитальных вложений в крупнейший проект «Ямал СПГ» (на базе Южно-Тамбейского месторождения) — 858,2 млрд руб., гласит документ. Масштабная разведка на Ямале началась в 1963 г. До конца 1980-х гг. почти каждый год на полуострове открывались новые месторождения газа, включая гигантские Бованенковское и Харасавэйское (сейчас у «Газпрома»), а также Южно-Тамбейское («Новатэк»). В середине 1980-х гг. Совет министров СССР принял план освоения полуострова, очень похожий на нынешний. Бованенковское планировалось ввести в эксплуатацию в 1991 г., добыв первые 20 млрд куб. м газа. К 2000 г. добыча должна была достичь 200 млрд куб. м. Но в 1989 г. финансирование проектов на Ямале было прекращено. «Газпром» вернулся к ним лишь в 2002 г., теперь пилотное месторождение — Бованенковское должно заработать в конце 2012 г. Пилотный, сложный, дорогой СПГ-завода на Ямале в советском плане, конечно, не было. Он появился в 2005 г., когда Южно-Тамбейским владел Николай Богачев. В 2006 г. он продал контроль в проекте структурам Алишера Усманова, через два года актив перешел под контроль нефтетрейдера Геннадия Тимченко, а в прошлом году — «Новатэку», где у Тимченко есть доля. «Новатэк» деталей проекта не раскрывает, только сроки, в которые намерен запустить СПГ-завод, — 2015-2016 гг. А также его будущие мощности — 15-16 млн т в год, или примерно 24 млрд куб. м. Такую годовую добычу проект «гарантированно» обеспечит в течение 21 года, а «Ямал СПГ» может заработать в 2016-2018 гг., говорится в проекте правительственной программы. Южно-Тамбейское хорошо изучено при СССР, но СПГ-завод будет строиться и работать в суровом климате: на полуострове нет инфраструктуры и почти нет почвенного слоя, глубина вечной мерзлоты достигает 300-400 м (это просто замерзшая грязь, любит повторять главный производственник «Газпрома», зампред правления Александр Ананенков). Для захода СПГ-танкеров нужна глубина около 15 м, а на некоторых участках северо-востока Ямала (где будет завод) глубина не превышает 6 м, нужно углублять дно или выносить причал (а может, и сам завод) на специальные баржи или искусственный остров, не забывая про волны и дрейфующие льды; необходимы специальные газовозы и ледоколы для доставки СПГ покупателям, опыта таких поставок пока нет. Наконец, придется переселить оленеводов и компенсировать ущерб для тундры и акватории, перечисляется в документе. Суровые условия подняли оценку капитальных затрат на «Ямал СПГ». Сумма в 858,2 млрд руб. рассчитана по данным «Новатэка» и приведена к ценам на 1 января 2010 г. — без экологических и социальных компенсаций, но с учетом 264 млрд руб. на танкерный флот, отмечается в документе. Если брать прогноз эксплуатационных затрат (с учетом нынешних налогов и докризисной ценой СПГ в 10 252 руб./т), проект не окупается (во всяком случае, по чистому дисконтированному доходу), говорится в документе. Это значит, что инвесторы могут отказаться от проекта, бюджет не получит доходов (к 2035 г. по всей программе для Ямала даже при «экономических стимулах» они могут достичь 10,9 трлн руб. за счет налогов и пошлин). Поэтому нужна господдержка, заключается в программе. Нужны партнеры и господдержка Нужны партнеры и господдержка Какая поддержка предлагается, из документа не ясно. В нем лишь общие фразы: выделение госзаймов на сооружение объектов добычи, транспорта и переработки, субсидирование процентных ставок по кредитам, «организация создания» портовой инфраструктуры, ледокольного и танкерного флота. Примерно этого ждет от государства предправления «Новатэка» Леонид Михельсон: не только налоговых льгот, но и расходов на инфраструктуру и танкерный флот, перечислял он две недели назад. Ведь без расходов на флот «Ямал СПГ», судя по проекту программы, подешевеет сразу до 594 млрд руб. У министерств пока нет общей позиции по господдержке для операторов на Ямале, говорит представитель Минфина, но она «ожидается» к концу осени. До конца года Минфин должен оценить последствия обнуления с 2011 г. НДПИ на нефть и газ на Ямале, добавляет он. «Новатэк» надеется и на стратегических партнеров: он намерен продать им до 49% в проекте в расчете на помощь в финансировании, технологиях и маркетинге газа. Интерес к «Ямал СПГ» проявили Total, Repsol, Shell, Quatar Gas и др. Но «Новатэк» приостановил с ними переговоры — пока не будет ясности с господдержкой и будущей экономикой проекта, говорил Михельсон. Цифры из правительственной программы пресс-служба «Новатэка» обсуждать отказалась. Предварительное инвестиционное решение будет в I квартале 2011 г., но и оно даст стоимость проекта лишь «с точностью плюс-минус 30%», сказал представитель компании. Проектное финансирование может составить 40-60% инвестиций, добавляет он (остальное должны будут найти акционеры «Ямал СПГ»). Однако в правительственной программе нет однозначного ответа на вопрос, будет ли спрос на ямальский СПГ. Недавно крупнейший производитель СПГ в мире — Катар объявил, что приостанавливает проектирование новых мощностей до 2016 г.: на рынке избыток предложения. Но «Новатэк» в себе уверен: раз приостановлена часть СПГ-проектов, значительного роста предложения в ближайшее время ждать не стоит, при этом потребление будет расти, а ямальское топливо будет конкурентоспособно по цене, уверен представитель компании. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic |
| Wednesday, September 1st, 2010 | |
| 10:39 am | thelastpageof: Арктика. Штокман. Ямал. Севморпуть Арктика. Штокман. Ямал. Севморпуть http://thelastpageof.livejournal.com/109 Более четырёх месяцев назад было подписано Совместное заявление Президента Российской Федерации и Премьер-министра Королевства Норвегия, основным пунктом которого стала фиксация принципиальных намерений сторон по параметрам договора о разграничении морских пространств в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане. Спорная зона должны быть поделена на две «примерно равные части». Дмитрий Медведев тогда отметил, что надеется на подписание договора в следующем году в Москве. Время идёт. Никаких уточнений по договору не появляется. Даже мы, эксперты-международники, не представляем, от чего именно Россия «решила» отказаться. Вопрос «во имя чего?» с каждой минутой перестаёт быть актуальным. Тем временем в прессу потихоньку сливается информация, что начало освоения Штокмановского месторождения откладывается до 2015-2016 гг. У России (здесь читайте: «Газпрома») нет денег, нет необходимых технологий (в том числе, для сжижения природного газа (СПГ)), нет принципиального и одновременно прозрачного решения по участию иностранных партнёров. А ведь проект должен был стартовать ещё в 2005 г., что косвенно увязывалось с наполняемостью газоэкспортной трубы «Северного потока». Наблюдатели отмечают, что сейчас главной проблемой для всех новых российских СПГ-проектов остаётся избыточное предложение и низкие цены на топливо. Так сказать, маркет прочно стоит. В 2009 г. Соединённые Штаты, будучи основным потребителем газа на планете, неожиданно сильно увеличили добычу и сократили импорт. Огромные потоки СПГ перенаправились в Европу и Азию, и спотовые цены упали почти в 2.3 раза. На узле Henry Hub до 146 ам. дол. за 1000 куб.м. Однако арктическая тема всё-таки проявилась в медийном пространстве. В связи с довольно занятным инфоповодом. «25 августа в порту г. Певек успешно завершилась наиболее сложная с навигационной точки зрения часть грузового рейса Мурманск – Китай, выполняемого танкером типа Афрамакс «СКФ Балтика», принадлежащим группе компаний ОАО «Совкомфлот». Расстояние от Мурманска до Певека, составляющее около 2500 морских миль, судно, шедшее под проводкой атомных ледоколов, преодолело за 11 суток. Маршрут судна пролегал через Баренцево море, севернее мыса Желания острова Новая Земля, пролив Вилькицкого, на выходе из которого караван прошел Таймырский ледовый массив, через пролив Санникова, море Лаптевых, ледовые поля Восточно-Сибирского моря. Танкер, имеющий на борту 70 тыс. тонн газового конденсата (грузовладелец - ОАО «Новатэк»), завершил эту часть маршрута с опережением установленного графика, что свидетельствует о наличии серьезных резервов для сокращения транзитного времени перевозки грузов по трассам СМП и возможном дальнейшем повышении экономической эффективности доставки углеводородов в страны АТР с использованием СМП.» - Так довольно специфично в пространство дискурсивных обсуждений вернулась тема эффективности Северного морского пути (СМП). ( Read more... ) |
| Friday, August 27th, 2010 | |
| 3:10 pm | Нижнебурейская ГЭС 27 августа  Состоялась торжественная закладка первого кубометра бетона Нижне-Бурейской ГЭС в Амурской области. В торжественной церемонии приняли участие Председатель Правительства Российской Федерации Владимир Путин, Заместитель Председателя Правительства Российской Федерации Игорь Сечин, Губернатор Амурской области Олег Кожемяко, Председатель Правления ОАО «РусГидро» Евгений Дод, а также руководители энергетических и инфраструктурных компаний. Нижне-Бурейская ГЭС входит в Проект единого Бурейского энергетического комплекса в Амурской области и станет контррегулятором введенной в 2009 году на полную мощность Бурейской ГЭС. Проектная мощность Нижне-Бурейской ГЭС составляет 320 МВт. Ввод первой очереди (2 гидроагрегата по 80 МВт) намечен на 2014 год, второй – на 2015 год, выход станции на полную проектную выработку – 2016 год. Проектная стоимость строительства составляет 31 318 млн. рублей. http://www.rushydro.ru/press/news/1 Объем инвестиций в возведение ГЭС оценивается более чем в 31 миллиард рублей. Нижне-Бурейская ГЭС является второй ступенью станции на реке Бурея, и, как ожидается, в 2016 году выйдет на полную проектную мощность в 320 мегаватт. Для сравнения, мощность крупнейшей в России ГЭС - Саяно-Шушенской - до аварии августа 2009 года составляла 6400 мегаватт. Согласно плану строительства, два гидроагрегата Нижне-Бурейской ГЭС из четырех будут введены в эксплуатацию в 2014 году, а оставшиеся два - в 2015 году. Ранее в "РусГидро" сообщали, что электроэнергия с Бурейской и Нижне-Бурейской ГЭС будет направляться, в том числе, на экспорт в Китай. Объем поставок может составить 3-4 миллиарда киловатт-часов в год. http://lenta.ru/news/2010/08/27/ges/ Нижнебурейская ГЭС http://ru.wikipedia.org/wiki/Нижнебурей Описание Нижнебурейской ГЭС на сайте института Ленгидропроект http://www.lhp.rushydro.ru/works/object |
| Monday, July 26th, 2010 | |
| 8:25 am | Газпром, новости 22.07.2010 На совете директоров «Газпрома», который прошел во вторник, чиновники предупредили менеджмент концерна: им стоит готовиться к росту НДПИ с 2011 г., причем обсуждаемый диапазон — 15-61%, рассказал «Ведомостям» сотрудник «Газпрома». Верхняя граница — это инфляция, накопленная за пять лет, объясняет он, ведь газовый НДПИ не менялся с 2005 г. То, что с 2011 г. налог может вырасти именно на 61%, заявил вчера и начальник департамента Минфина Илья Трунин. Затем с 2012 г. предлагается 6%-ный рост, в 2012 г. — на 5,4% (прогнозируемый уровень инфляции). Позиция согласована со всеми заинтересованными ведомствами, добавил Трунин. На самом деле окончательного решения нет, сказали «Ведомостям» трое госслужащих из Минфина, Минэкономразвития и аппарата правительства. Накануне один из них говорил, что обсуждаемый вариант — 10-15% индексации. Еще один чиновник Белого дома уверяет, что «Газпром» предупредили о «незначительном» росте, пока позиция такая. Срок, к которому чиновники должны определиться, — 29 июля, отмечает сотрудник Белого дома. А чиновник Минэкономразвития допускает, что «уточнения» будут и осенью, ведь только в августе министерство обновит макроэкономический прогноз до 2013 г. «Надеюсь, что решение будет до конца месяца, — говорит пресс-секретарь премьер-министра Дмитрий Песков. — Но если понадобится дополнительное время, мы им воспользуемся». Представитель «Газпрома» от комментариев отказался. Хотя руководители концерна готовились к куда менее радикальному росту НДПИ. Менеджмент выносил на рассмотрение совета три варианта: оставить все как есть (147 руб. за 1000 куб. м), увеличить ставку на уровень инфляции (прогноз Минэкономразвития на 2011 г. — 5,5-6,5%) или на 15% (так должны вырасти внутренние цены «Газпрома»). Ведь четыре года подряд «Газпром» успешно отбивался от роста НДПИ: его спасала то теплая зима и снижение доходов, то кризис, то решение правительства отложить резкий рост внутренних цен на газ (чтобы продажи «Газпрома» сравнялись по доходности с европейскими). «Газпром» наверняка добьется минимальной индексации, уверен аналитик Банка Москвы Денис Борисов. С одной стороны, налоговая нагрузка на «Газпром» куда меньше, чем на нефтяников: все налоги в его чистой выручке за 2009 г. — всего 6%, у нефтяных компаний — около 45%, напоминает эксперт. С другой — «Газпром» будет апеллировать к тому, что много лет, по сути, дотирует остальные отрасли (низкими ценами на газ), переход на равнодоходные цены с Европой недавно был вновь перенесен на более поздний срок, на сей раз до 2014 г. Плюс «Газпром» прогнозирует рекордную инвестпрограмму на 2011 г., добавляет Борисов. Ноябрьская оценка этой инвестпрограммы — 1,6 трлн руб., почти вдвое больше нынешней. Инвесторы, похоже, того же мнения. Вчера «Газпром» подорожал в РТС на 0,19% (до 3,75 трлн руб.); индекс биржи прибавил 2,09%.  http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic 26.07.2010 Федеральная служба по тарифам (ФСТ) подготовила проект постановления правительства, который касается внутренних цен «Газпрома» в 2011-2013 гг. (копию см. на www.vedomosti.ru). Четыре года назад Белый дом решил, что в 2011 г. продажи «Газпрома» в России должны сравняться по доходности с экспортом. Но это предполагало почти трехкратный рост цен для российских потребителей. В итоге равной доходности «Газпрому» придется ждать до 2014 г. Новый же документ ФСТ описывает переходный период. Уже в 2011 г. российская цена «Газпрома» будет считаться по формуле с привязкой к альтернативному топливу, следует из документа (исключение — поставки населению). Речь о биржевых котировках нефтепродуктов — как в европейских контрактах «Газпрома», говорит чиновник ФСТ. Правда, формула будет явно условной: рост цены не может превышать установленную индексацию (15,3%, см. таблицу). Поэтому ФСТ утвердит понижающий коэффициент для формулы, и в итоге все равно выйдет плановая цена — около 2850 руб. за 1000 куб. м. Хотя если бы похожая формула работала уже сейчас (с привязкой к экспортным контрактам «Газпрома», а не к нефтепродуктам напрямую), то российская цена концерна в I квартале 2010 г. составила бы 5534 руб., говорится на сайте ФСТ. Зато в 2012-2013 гг. документ предполагает отклонения от формулы. Например, правительство устанавливает базовую цену на весь 2012 год — чтобы выдержать собственный план по среднему росту. А цена по формуле получается выше этой ставки. Тогда и итоговая цена «Газпрома» может быть выше базовой. В 2012 г. максимальное отклонение в большую сторону — 5%, в 2013 г. — 7%. Есть в документе и отклонение в меньшую сторону (если цена по формуле будет ниже базовой) — по 2% в 2012-2013 гг. Предполагается, что цена будет меняться поквартально, отмечает чиновник ФСТ. Не исключено, что ее будет считать сам «Газпром», а ФСТ — заниматься «мониторингом ситуации», добавляет источник, близкий к Минэкономразвития. Если нефтепродукты не подешевеют к 2013 г., то российская цена «Газпрома», получается, всегда будет выше базовой. Это около 120 млрд руб. дополнительной выручки для концерна в 2012-2013 гг. (если брать его объемы продаж в России в 2008-2009 гг.). А с 2014 г. предполагается либерализация оптовых цен концерна в нашей стране, следует из проекта ФСТ. Новый документ правительство ждет к 1 августа, говорит чиновник ФСТ, но сначала его должны согласовать Минэкономразвития и Минэнерго. В Минэнерго проект пока не получали, уверяет представитель министерства. Его коллега из Минэкономразвития на вопросы «Ведомостей» не ответил. Представитель «Газпрома» от комментариев отказался. «По какой бы формуле ни считалась цена, главное — чтобы она не росла в геометрической прогрессии», — отмечает председатель совета директоров «Акрона» Александр Попов. Он уверен, что чиновники вряд ли доверят «Газпрому» самостоятельно определять и применять цены на газ: «Не доверят волку стать пастухом стада овец. Это абсурд». А вот сотрудник одной из энергокомпаний ничего страшного в этом не видит: «В “Газпроме” не мошенники и не жулики».  Еще исключение Особые цены на газ будут не только у населения. Еще одно исключение – категория оптовых потребителей из п. 15.1 постановления правительства № 333 (от 28 мая 2007 г.). Это те, кто впервые заключил договор с «Газпромом» с поставкой после 1 июля 2007 г., покупатели газа сверх лимитов, установленных в 2007 г., а также те, кто получает газ в связи с проведением работ по расширению единой системы газоснабжения. В 2009 г. продажи «Газпрома» по этим группам составили 12,9 млрд куб. м. Сейчас оптовые цены «Газпрома» фиксированные (в зависимости от региона), а для таких групп потребителей ФСТ устанавливает максимумы и минимумы цен. В 2009 г. цена для них была в среднем на 15% выше, чем у остальных. А в 2011–2013 гг. предполагается, что минимальная цена будет такой же, как у других клиентов «Газпрома». Максимальная – на 10% выше, следует из проекта ФСТ. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic - - - - - - - - - - - 06 июля Первый вице-премьер правительства РФ Виктор Зубков выразил свою обеспокоенность относительно крайне высоких цен на газ в Болгарии, установленных местными газораспределительными компаниями, сообщает во вторник болгарский новостной портал Novinite.com. Как отмечает агентство, об этом Зубков сообщил после переговоров с премьер-министром Болгарии Бойко Борисовым во вторник. По словам Зубкова, 95% поставок газа приходят в Болгарию из России по ценам намного ниже, чем те, которые в итоге устанавливаются для болгарских потребителей. Как отметил первый заместитель председателя правительства РФ, Болгария получает российский газ по средней цене в 339 долларов за тысячу кубических метров. В то же время болгарские частные потребители платят за газ около 576 долларов, а промышленные - от 472 до 502 долларов за ту же тысячу кубометров. http://www.rian.ru/economy/20100706/252 |
| Saturday, May 29th, 2010 | |
| 1:33 pm | Д.Медведев о создании новой системы экологической ответственности Принуждение к чистоте // Дмитрий Медведев приказал бизнесу модернизироваться ради окружающей среды Дмитрий Медведев поддержал вчера предложения министра природных ресурсов Юрия Трутнева о создании новой системы экологической ответственности для бизнеса. Возражения владельца НЛМК Владимира Лисина понимания у господина Медведева не нашли. Зато были одобрены предложения губернаторов о возрождении целевого экологического фонда и экологической экспертизы. ( Read more... ) Отвечая на претензии президента по задержке с нормативными актами, министр природных ресурсов Юрий Трутнев заявил, что часть из них "была остановлена в силу сопротивления", а с разрабатываемой министерством новой системой экологической ответственности "не все согласны". "Много желающих работать по-старому и складывать деньги себе в карман",— заявил он. Министр рассказал о новой системе кнута и пряника (министерство готовит соответствующий законопроект о нормировании выбросов) по отношению к бизнесу. По его словам, из миллиона предприятий плательщиками за вред экологии являются только 300 тыс. Ведомство господина Трутнева предлагает ввести разное регулирование для трех групп предприятий. Те, кто оказывает незначительное негативное воздействие, будут лишь сдавать декларацию. Для 290 тыс. предприятий, оказывающих умеренное воздействие (они дают 1% загрязнений), сохраняется нынешняя система наказаний, однако чиновники не смогут повышать штрафы, а наказывать компании будут лишь за аварии. А вот для 11,4 тыс. опасных предприятий, оказывающих 99% негативного воздействия (из них 445 особо опасных предприятий, из которых 64 из них дают 50% выбросов в атмосферу, а 110 — 50% стоков в воду), плата будет повышаться, если они не будут переходить на новые технологии. Вместо существующей системы нормирования выбросов, основанной на предельно допустимых концентрациях загрязняющих веществ (более 2 тыс.) и позволяющей предприятиям завышать нормативы и уходить от оплаты, вводится система НСТ. Будут составлены справочники с множеством технологий, обязательные к внедрению и обновляемые каждые три года. Те, кто снизит выбросы до эталонного объема за счет применения НСТ, будут платить лишь половину нынешней платы за негативное воздействие. Министр не стал скрывать, что такую скидку компании получат в лучшем случае через десять лет,— именно столько времени потребуется для перехода на НСТ. Так что, по прогнозам господина Трутнева, пока предприятиям надо готовиться к повышенной плате. Она возрастет в среднем почти в два раза к 2011 году и в три — к 2016-му. В целом предприятия могут отдавать в год до 138 млрд руб., или 1,1% от прибыли (сейчас 16 млрд руб.). На модернизацию же предприятий потребуется около 2% ВВП. Причем, по оценке министра, в период внедрения будет наблюдаться временное снижение показателей экономического роста. Юрий Трутнев заверил, что будет выгоднее вкладывать деньги в технологии, чем работать на старом оборудовании. В ответ владелец Новолипецкого металлургического комбината Владимир Лисин категорически заявил, что новая система перехода на НСТ и расчета платы за негативное воздействие "не будет работать". Система расчета выбросов для той же нефтянки уже сейчас неверна и их завышает, а для перехода на НСТ для снижения этой платы потребуется не менее 30 лет. Господин Лисин считает, что нормативы должны иметь рекомендательный характер, вместо повышения платы и внедрения НСТ лучше оставлять предприятиям больше денег на модернизацию. А начинать бороться с загрязнением окружающей среды надо не с металлургии и нефтянки, а с транспорта, который дает 42% выбросов, и с ЖКХ: "Там грязь основная". "Я не знаю ответа: будет или не будет работать (новая система.— "Ъ"). Но делать надо. А сырые позиции посмотреть, обкатать с бизнесом и законы принимать. Сколько лет понадобится на НСТ — 30 или не 30, но все-таки справочники (с технологиями.— "Ъ") должны появиться",— заявил в ответ Дмитрий Медведев. По его мнению, предлагаемые меры должны носить обязательный характер. Надежду бизнесу президент все же оставил. Правительству поручено в кратчайшие сроки доработать законопроект с новой системой регулирования и внести ему "лично". "Если вы не договоритесь, то тогда придете ко мне",— заявил господин Медведев. На просьбу Юрия Трутнева проявить политическую волю для поддержки законотворческих инициатив Минприроды президент ответил утвердительно: "Доложите, что застопорились, тогда я командирское решение приму". ( Read more... ) |
| Wednesday, May 26th, 2010 | |
| 9:50 am | Распадская Игорь Сечин просит снизить экспорт коксующихся углей из-за «Распадской» ( Read more... ) Госдуму толкают быстрее принять закон о дифференцированном НДПИ для угольщиков ( Read more... )  http://www.rbcdaily.ru/2010/05/26/indus |
| Saturday, January 23rd, 2010 | |
| 11:33 am | Nord Stream готов к переговорам о кредитах для второй нитки Глава немецкой компании Wintershall Райнер Зеле заявил об огромном интересе банков к финансированию газопровода по дну Балтийского моря. Они согласны кредитовать 70 процентов стоимости всего проекта. Банки разных стран проявляют повышенный интерес к финансированию газопровода Nord Stream. Как рассказал в беседе с журналистам 21 января в Берлине председатель правления компании Wintershall Райнер Зеле (Rainer Seele), объемы предложенных банками кредитных ресурсов для прокладки по дну Балтийского моря первой нитки газопровода превысили потребности российско-германо-нидерландского консорциума. Поэтому сразу после того, как будут завершены идущие сейчас переговоры, зарегистрированный в Швейцарии консорциум начнет договариваться с банками о кредитовании уже второй нитки Nord Stream, заявил глава одной из двух участвующих в проекте немецких фирм. Райнер Зеле надеется, что договоры о финансировании первой нитки будут заключены в течение первого полугодия, сообщает агентство Reuters. Ранее исполнительный директор консорциума Nord Stream Маттиас Варниг (Matthias Warnig) в беседе с экономическим журналом Euro говорил о том, что переговоры с банками по поводу первой очереди газопровода завершатся уже в начале нынешнего года. Он также назвал конкретное число кредиторов первой нитки: 27 банков. Общая стоимость прокладки подводного газопровода между Россией и Германией в настоящий момент оценивается в 7,4 миллиарда евро. 70 процентов этой суммы будут заемными, 30 процентов внесут учредители консорциума. Это наряду с российским Газпромом, доля которого составляет 51 процент, немецкие компании Wintershall (стопроцентная дочка концерна BASF) и E.ON, на долю которых приходятся по 20 процентов, а также нидерландская Gasunie, контролирующая 9 процентов. Райнер Зеле убежден, что недостающее еще окончательное разрешение Финляндии на прокладку газопровода будет получено своевременно, так что сооружение газопровода сможет начаться, как и планировалось, в первой половине апреля. Соответственно, газ по новому транспортному коридору впервые поступит из России в конце 2011 года. Суммарная мощность двух ниток Nord Stream, которые заработают в 2012 году, составит 55 миллиардов кубометров в год. Это более половины годового потребления газа в Германии. http://www.dw-world.de/dw/article/0,,51 |
| Friday, January 22nd, 2010 | |
| 4:55 pm | ConocoPhillips снизила оценку стоимости проекта «Южное Хыльчую» ConocoPhillips вслед за ЛУКОЙЛом разочаровалась в перспективах месторождения Южное Хыльчую. Поскольку его ресурсы оказались ниже, чем ожидалось ранее, американская компания снизила оценку стоимости проекта. Сумму списания Conoco не раскрывает до публикации на следующей неделе финансовой отчетности за прошлый год. В четвертом квартале ConocoPhillips намерена списать около 575 млн долл. убытков после уплаты налогов. Списание произошло из-за изменений цен на природный газ, ставки роялти, курса иностранной валюты и операционных показателей по ряду проектов. В частности, как указано в пресс-релизе компании, завышенными оказались затраты по канадским газовым проектам. Кроме того, из-за уменьшения оценки ресурсного потенциала месторождения Южное Хыльчую компания снизила оценку стоимости вложений в оператора проекта — «Нарьянмарнефтегаз». Российская компания никогда не раскрывала информацию о ресурсной базе месторождения Южное Хыльчую. Между тем первые разочарованные высказывания топ-менеджмента ЛУКОЙЛа появились в середине прошлого года, фактически спустя год после ввода месторождения в эксплуатацию. «Компания ведет исследование месторождения, пик планируемой добычи будет достигнут, но сколько он будет держаться, я сказать не могу. К сожалению, первоначальные ожидания были большими, чем мы получили», — признался в августе 2009 года вице-президент Леонид Федун. Так, за первое полугодие «Нарьянмарнефтегаз» добыл на месторождении 3,2 млн т нефти, сообщается в его пресс-релизе. Хотя, по оценкам менеджмента, месторождение могло бы давать намного больше. В 2009 году на Южном Хыльчую планировалось добыть 7,5 млн т. В ЛУКОЙЛе не смогли прокомментировать сообщения Conoco. В американской компании воздержались от комментариев до публикации 27 января отчетности за 2009 год. По словам аналитика Банка Москвы Дениса Борисова, разочарование акционеров может быть связано с тем, что «полка» добычи на месторождении оказалась ниже, чем ожидалось по результатом изначального прироста. К тому же пик добычи, вероятно, будет не столь продолжительным, как надеялись инвесторы. «Оценки ConocoPhillips лишний раз подтверждают, что в ближайшие несколько лет ЛУКОЙЛу придется искать иные пути для обеспечения и поддержания уровня добычи», — добавляет он. http://www.rbcdaily.ru/2010/01/22/tek/4   |
| Tuesday, January 19th, 2010 | |
| 11:09 am | Спрос на поставки газа по тубопроводу Nord Stream опережает темпы строительства ''Газпром'' уже распродает мощности газопровода Nord Stream, строительство которого начнется в апреле. Заключены договоры на поставки 21 миллиарда кубометров газа, мощность первой очереди составит 27,5 млрд кубометров. http://www.dw-world.de/dw/article/0,,51 ( Read more... ) |
| Monday, January 18th, 2010 | |
| 7:24 pm | НП "Нефтегазсервис" просит у Роснауки 1,5 млрд руб. на разработку ПО для расчетов в геофизике и бурении Российские суперкомпьютеры пока не готовы в полной мере выполнять услуги по расчету для коммерческого сектора - в стране нет соответствующего программного обеспечения. НП "Нефтегазсервис" подало заявку в Роснауку в размере 1,5 млрд руб. на финансирование проекта по разработке софта, необходимого для расчетов в сфере геофизики и бурения, пишет сегодня "РБК daily". На расчетах сейсмики в нефтегазовом секторе можно зарабатывать, по мнению специалистов, 600-700 млн долл. в год, которые сейчас буровики платят зарубежным компаниям. По словам президента НП "Нефтегазсервис" Игоря Мельникова, суперкомпьютер, который недавно собрала в МГУ компания "Т-Платформы", не может обрабатывать данные по сейсмике для нефтегазовых компаний из-за отсутствия соответствующего российского программного обеспечения. Как отмечает И.Мельников, в рабочую группу по развитию индустрии суперкомпьютеров и их применению в промышленности даже не включены люди из соответствующей отрасли. Почти сразу после заявления президента России Дмитрия Медведева о "заинтересованности в суперкомпьютерных технологиях" НП "Нефтегазсервис" (некоммерческое партнерство, в которое входят, в частности, электротехнический концерн "Русэлпром", ВНИПИнефть, НПК "Изотермик") подало заявку в Федеральное агентство по науке и инновациям на требуемое финансирование в размере 1,5 млрд руб. для разработки нужного программного обеспечения. При этом просители планируют половину от этой суммы привлечь из заинтересованных фондов и компаний. Суперкомпьютер от "Т-Платформы", который способен работать на пиковой мощности 420 Тфлопс, сейчас используется для расчетов и предсказаний развития ситуации в метеорологии, авиакосмической промышленности, фармацевтике. Что касается геодезии и бурения, то, как отмечают специалисты в области нефтегазовой отрасли, сейчас основные расчеты заказываются у зарубежных фирм, на других суперкомпьютерах с использованием зарубежного ПО. При этом данные, полученные в ходе исследований, передаются не только в фирму-заказчик, но и зарубежным конкурентам. Как следует из предложения по распределению бюджетных ассигнований по модернизации и техническому развитию экономики России, подписанного замглавы администрации президента Владиславом Сурковым и руководителем аппарата правительства Сергеем Собяниным, в 2010г. на развитие стратегических компьютерных технологий и программного обеспечения планируется дополнительно выделить около 2 млрд руб. по проектам образования, медицины и безопасности жизнедеятельности. О сейсмике в предложении не сказано ни слова. http://www.rbc.ru/rbcfreenews/201001180 |
| Monday, June 29th, 2009 | |
| 10:38 pm | В выходные председатель правительства РФ Владимир Путин встретился с топ-менеджерами компании Royal Dutch Shell, которая в этот день подписала контракты с "Совкомфлотом" на строительство и эксплуатацию танкеров. Владимир Путин заявил, что Россия будет рада видеть Shell на разработке месторождений "Сахалин-3" и "Сахалин-4". http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI Total и Shell вошли в шорт-лист по проекту "Ямальский СПГ", предусматривающему строительство завода по сжижению природного газа на Ямале, сообщил в кулуарах собрания акционеров "Газпрома" зампред правления компании Александр Медведев. "Мы договорились, что в коротком списке на "Ямальский СПГ" стоят Total и Shell",— сказал господин Медведев, добавив, что японские Mitsui и Mitsubishi, как ожидается, получат в проекте миноритарные доли. Ресурсной базой для проекта станет Тамбейская группа — Северо-Тамбейское и Южно-Тамбейское месторождения. И если лицензия на освоение первого из них принадлежит "Газпрому", то на второе — подконтрольному НОВАТЭКу ОАО "Ямал СПГ". "Мы наметили провести переговоры о том, что именно НОВАТЭК может предложить в части разработки и освоения месторождения, и будем работать вместе",— заявил господин Медведев, напомнив, что "Газпром" является акционером НОВАТЭКа (19,4%). http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI |
| Saturday, June 27th, 2009 | |
| 9:08 pm | Правительство РФ приветствует участие компании Shell в проектах "Сахалин-3" и "Сахалин-4" 27.06.2009, Москва 14:38:24 Правительство РФ приветствует участие компании Shell в проектах "Сахалин-3" и "Сахалин-4", заявил сегодня премьер-министр РФ Владимир Путин на встрече с исполнительным директором компании Shell Йеруном ван дер Виром. В целом В.Путин охарактеризовал работу Shell в рамках проектов на Сахалине как успешную. В рамках этого проекта российские предприятия получили контракты на сумму свыше 12 млрд долл. В.Путин также поддержал планы компании по расширению производства по сжиженному природному газу (СПГ) на территории России. По мнению премьера, этот проект важен как с точки зрения внутреннего рынка, так и с точки зрения экспорта в Азиатско-Тихоокеанский регион. Он считает, что участие Shell в таких проектах является востребованным, поскольку компания обладает большим опытом работы в удаленных от береговой полосы участков с большими глубинами. В.Путин также отметил, что сегодня планируется подписать соглашения в сфере строительства танкеров для перевозки СПГ. http://www.rbc.ru/rbcfreenews/200906271 |
| Wednesday, May 20th, 2009 | |
| 8:13 pm | Курдистан Группа европейских и арабских компаний обнародовала план ценой в $8 млрд по освоению газовых месторождений иракского Курдистана. Концерны Crescent Petroleum и Dana Gas из ОАЭ, а также австрийская компания OMV и венгерская MOL считают, что в этом северном иракском регионе будет достаточно газа, чтобы заполнить трубопровод Nabucco и уменьшить зависимость Европы от российского «Газпрома». Reuters http://www.gazeta.ru/news/lenta/200 P.S. Курдская интрига становится вся занятнее. Нефть и газ из Курдистана как 0снова его политической самостоятельности. также Курдский козырь в геополитике Ближнего Востока http://www.panarmenian.net/library/rus/ Современное состояние курдского вопроса в Турции http://www.kurdishcenter.ru/content/vie Курдский фактор в Азербайджане http://www.regnum.ru/news/826251.ht Взято: http://obsrvr.livejournal.com/411672.htm |
| Friday, November 28th, 2008 | |
| 5:28 pm | Платформа «Приразломная» Проект освоения Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря может подорожать. Как стало известно РБК daily, стоимость добычной ледостойкой платформы «Приразломная», которая уже десять лет строится на «Севмаше», выросла почти на 1 млрд долл. По данным источника издания на заводе, последняя смета ее сооружения с учетом проектных работ составила 79,4 млрд руб. (включая НДС). Еще в июле заместитель председателя правления «Газпрома» Валерий Голубев сообщал, что газовая монополия инвестирует в сооружение «Приразломной» более 55 млрд руб. Специалисты «Севморнефтегаза» уверяют, что месторождение будет введено в эксплуатацию в утвержденные ранее сроки, несмотря на текущую рыночную конъюнктуру. Приразломное нефтяное месторождение планируется ввести в строй в 2011 году, ледостойкая платформа для добычи нефти на нем должна сойти с верфей «Севмаша» в 2010 году. Она позволит добывать, хранить и отгружать топливо с месторождения. Извлекаемые запасы Приразломного составляют 83,2 млн т нефти, период его разработки — 25 лет. Толщина льда в районе добычи — 1,6 м. Первоначально ввод Приразломного, финансирование работ по которому было начало еще в 1994 году, был запланирован на 2004 год. Однако сроки неоднократно переносились из-за задержки со строительством платформы. Как рассказал РБК daily источник на «Севмаше», за последнее время стоимость сооружения платформы «Приразломная» существенно выросла. По его данным, смета ее строительства с учетом затрат на проектные работы составляет 79,39 млрд руб. (включая НДС). При этом он оценил стоимость проектных работ в составе строительства в 7—8% от суммы. Cобеседник не уточнил, входит в эту смету только объем «Севмаша» либо учтены также затраты на строительство жилого блока платформы на Выборгском судостроительном заводе. Источник, близкий к «дочке» «Газпрома» — «Севморнефтегазу», владельцу лицензии на Приразломное, слышал, что стоимость проекта оценивается в сумму от 3 млрд долл. По его словам, это только деньги на платформу, без учета эксплуатационных затрат по обустройству месторождения, организации транспортировки нефти, использованию ледоколов и т.д. Собеседник сообщил, что сейчас производится пересчет экономической составляющей проекта с учетом новых показателей как по смете инфраструктуры, так и с учетом конъюнктуры нефтяных цен. Другой собеседник РБК daily, менеджер «Севморнефтегаза», уверяет, что даже при низких ценах на нефть добывать топливо на Приразломном будет рентабельно. По его словам, в период подготовки СРП по Приразломному месторождению в 2002 году расчетная цена на нефть, при которой проект считался экономически обоснованным, закладывалась на уровне 17—21 долл. за баррель. Однако тогда строительство платформы оценивалось в 1,6 млрд долл. «Если мы сейчас притормозим процесс строительства платформы из-за кризиса, то потом проект уже не запустим. При такой ее цене капитальные вложения на начальном периоде и так сильно скажутся на рентабельности проекта, не менее, чем цены на топливо на мировых рынках», — считает собеседник. Он уверяет, что финансирование по проекту на будущий год от «Газпрома» полностью предоставлено и почвы для слухов о переносе сроков начала добычи на Приразломном нет. Руководитель пресс-службы «Севмаша» Михаил Старожилов отказался комментировать смету «Приразломной», добавив, что это прерогатива заказчика проекта. Однако он заверил, что сроки ее сдачи (2010 год) будут соблюдены. По его словам, есть некоторые сложности с субподрядчиками проекта. В частности, Выборгский судостроительный завод, который строит жилой блок «Приразломной», не сможет доставить его на «Севмаш» к концу этого года и планирует на весну будущего года. Руководитель проекта Выборгского судостроительного завода Николай Солонов подтвердил РБК daily эту информацию, однако добавил, что сроки доставки блока перенесены по согласованию с заказчиком платформы и это не отразится на дате сдачи объекта. В «Севморнефтегазе» на официальный запрос, присланный РБК daily в пятницу, до вечера вторника ответ подготовить не смогли. В «Газпроме» официально сообщили, что сумма инвестиций на платформу «Приразломная», прописанная в контракте с «Севмашем», не менялась. По мнению аналитика ИК «Тройка Диалог» Валерия Нестерова, рентабельность освоения Приразломного может существенно снизиться на фоне падения нефтяных цен, учитывая, что помимо расходов на платформу добыча нефти на Приразломном требует применения дорогостоящих технологий по разработке и транспортировке нефти в условиях арктических льдов. Однако, по его словам, ситуация с ценообразованием на топливных рынках к 2011 году может улучшиться. Кроме того, на Приразломном удастся апробировать технологии, которые затем массово можно будет начать применять для освоения других участков арктического шельфа, когда в этом будет необходимость для России. http://www.rbcdaily.ru/2008/11/26/tek/3 |