Архив за месяц: Январь 2012

Рынки сбыта иранской нефти


http://www.rbcdaily.ru/2012/01/24/tek/562949982599219

Ранее
Основные направления экспорта иранской нефти и газа

25.01.2012
В понедельник Европейский Союз договорился о введении с первого июля эмбарго на импорт иранской нефти и о заморозке активов иранского Центробанка.

Но представители ЕС и британские официальные лица вместе с базирующейся в Лондоне нефтяной компанией ВР считают, что гигантский проект по добыче натурального газа в Азербайджане должен быть вызволен из петли.

Каспийское месторождение под названием Шах-Дениз, разрабатываемое ВР, обладает, по разным оценкам, примерно шестью миллиардами баррелей природного газа и газового конденсата в нефтяном эквиваленте. К 2019 году ВР планирует выйти на максимальный ежегодный объем экспорта в 25 миллиардов кубических метров газа.

Загвоздка заключается в том, что государственная иранская компания Naftiran Intertrade владеет 10% акций месторождения, потому она должна получить неплохую сумму наряду с ВР и другими акционерами.

Иран получил эту долю в 1990-х годах, когда местные политики поддерживали идею привлечения большего числа международных и крупных соседних игроков для обеспечения стабильности проекта. Но теперь ВР, которая является крупнейшей британской акционерной компанией открытого типа, вместе с британским правительством опасаются крупных препятствий, если международный спор с Ираном будет продолжаться в течение десятилетия.

ЕС также обеспокоен, но по геополитическим причинам. ЕС жаждал заполучить месторождение Шах-Дениз как возможность сократить свою зависимость от России, которая в настоящий момент поставляет 25% потребляемого на континенте газа. Европа является очевидным рынком для газа, происходящего из месторождения Шах-Дениз, но в последние несколько лет Запад и Россия вовлечены в напряженное соревнование по вопросу о том, как газ будет попадать на континент. Москва хотела бы транспортировать его через трубопровод на российской территории, а ЕС и США придерживаются идеи транспортировки с полным обходом российской территории, направляя газ напрямую на север Европы через Турцию. На настоящий момент у России есть небольшое преимущество.

Поэтому ЕС хочет гарантировать, что его планы не окажутся спутанными. Согласно сообщениям Бенуа Фокона (Benoit Faucon), Алессандро Торелло (Alessandro Torello) и Алексиса Флинна (Alexis Flynn) из Wall Street Journal, именно это привело официальных представителей ЕС, Великобритании и ВР в Вашингтон, где они пытались убедить американских конгрессменов не применять американские санкции к месторождению Шах-Дениз. И если заглянуть в главный законодательный акт, направленный на запрет деловых отношений любых работающих на американской земле компаний с Ираном, то видно, что им удалось добиться значительного успеха.

Согласно статье Wall Street Journal, в документе, автором которого стала республиканский конгрессмен Илеана Рос-Лехтинен (Ileana Ros-Lehtinen) прописано, что запрет не затронет усилия по «доставке газа из Азербайджана в Европу и Турцию» или «по обеспечению энергетической безопасности и независимости от России».

Если законопроект пройдет в Палате представителей, он попадет на рассмотрение в Сенат. История подтверждает, что нефтяная геополитика перевешивает многие другие приоритеты. Но интересно посмотреть, сможет ли даже традиционно популярная антироссийская риторика перевесить нынешнюю иранскую истерию в Вашингтоне.
http://inosmi.ru/usa/20120125/183892123.html

24.01.2012
Действительно, для Ирана новости являются неприятными. Продажа нефти за рубеж является главным источником доходов страны — на нее приходится около 90 процентов валютной выручки. Санкции и направлены прежде всего против нефтяной торговли Тегерана, остальные их статьи носят сугубо второстепенный характер.

Уже сейчас экономика и финансовая система Ирана остро ощущают трудности, связанные с эмбарго, хотя оно еще даже не вступило в действие. Курс риала опустился с начала года на 20 процентов. Легально иностранную валюту в стране стало купить непросто после того, как правительство запретило торговать ею за пределами специальных обменных пунктов. Это еще сильнее подогревает черный рынок.

В макроэкономике ситуация тоже вырисовывается безрадостная. Страны ЕС покупают около 20 процентов иранской нефти (в общей сложности Иран экспортирует около 2,15 миллиона баррелей в сутки). Однако для того, чтобы переориентировать поставки на другие страны, нужно время. Кроме того, покупатели теперь вполне резонно будут требовать снижения цены на иранскую нефть. Наконец, существует проблема с конвертируемой валютой, ведь теперь сделки со странами, чьими денежными единицами являются доллар и евро, будут невозможны.

Из-за выпадающих доходов чрезвычайно усложнится наполнение иранского бюджета, который в последние годы является дефицитным. Вероятнее всего, правительству Махмуда Ахмадинеджада придется отложить реализацию программы повышения цен на нефтепродукты для населения. Ранее предполагалось, что удорожание бензина будет компенсироваться гражданам в форме субсидий, но сейчас денег на это в казне может просто не найтись.

Все же представляется, что, несмотря на все сложности, коллапс экономике Ирана не грозит, поскольку приток валюты, пусть и несколько меньший по объемам, продолжится из других источников. Более того, нынешний режим в какой-то степени может усилиться от введения эмбарго. Например, пышным цветом расцветет контрабанда, которая, по некоторым сведениям, приносит доход высокопоставленным официальным лицам в окружении Ахмадинеджада или лояльным действующему руководству организациям вроде Корпуса стражей Исламской революции (КСИР). И хотя, конечно, Исламская республика является главным пострадавшим от международных санкций, но все же далеко не единственным.

Как ни странно, но существенный урон санкции нанесут и тем, кто их вводит. Речь идет о странах Южной Европы — тех самых PIGS (Португалия, Италия, Греция, Испания), которые сейчас находятся в ситуации долгового кризиса. Именно они являются главными потребителями иранской нефти в ЕС. Эти страны понесут урон дважды. Во-первых, из-за общего повышения цен на углеводороды. Судя по последним биржевым сводкам, показывающим рост цены на нефть выше 110 долларов за баррель, это случится неизбежно. Во-вторых, они покупают из Ирана не абстрактную нефть, а определенные ее сорта, которые нужно будет заместить чем-то аналогичным. Это будет непросто и потребует дополнительных расходов — что в обстановке острейшего финансового кризиса итальянцам и грекам очень некстати.

Выигравшие
А вот в некоторых других странах официальные лица почти наверняка потирают руки. Что характерно, наибольшую выгоду от санкций получат совсем не те, кто их вводил. В первую очередь, нельзя не упомянуть Китай. КНР сейчас является основным потребителем иранской нефти и присоединяться к санкциям совершенно не намерена. Что Пекин сделает точно — так это выжмет максимальную выгоду из сложившейся конъюнктуры.

Китай теперь может смело разговаривать с Тегераном с позиции силы и требовать дисконта на поставки нефти. Особенно положение Пекина усилится в случае, если американцам удастся уговорить других азиатских игроков, в частности Японию и Южную Корею, отказаться от иранских углеводородов или, по крайней мере, существенно сократить их потребление. По прогнозу эксперта американского Фонда защиты демократий Марка Дубовица, Китай в этом случае может получить 40-процентную (!) скидку на покупку нефти в Иране. В то время как для всего мира нефть будет дорожать, для Китая она значительно подешевеет — отличное подспорье в условиях подступающего к Китаю экономического кризиса.

Еще одним бенефициаром введения санкций против Ирана становится Россия. Пока что Москва стабильно выигрывала от всех политических кризисов на Ближнем Востоке, получая возможность продавать нефть в Европу по более высоким ценам. Но в конкретной ситуации есть и еще одно обстоятельство, приносящее России немалую выгоду. Как уже говорилось выше, «тяжелая» нефть, реализуемая Ираном на мировом рынке, обладает определенными химическими свойствами. И по этим свойствам наиболее близкой к иранским сортам является… российская Urals. Да, Саудовская Аравия, также поставляющая «тяжелые» сорта на мировой рынок, может частично заменить Иран. Но саудовская нефть слишком насыщена серой, чего не скажешь об Urals.

Таким образом, спрос на российскую нефть существенно вырастет. И впервые за долгое время на рынке может сложиться такая ситуация, когда биржевой сорт Brent будет торговаться с дисконтом к Urals. Раньше почти всегда было наоборот — российский сорт продавался на 2-3 доллара дешевле североморского.

Выиграть от иранского эмбарго может и британская нефтегазовая компания BP. Ее лоббисты сейчас обивают вашингтонские пороги, пытаясь убедить американских чиновников и конгрессменов сделать для их компании исключение. Речь идет о разработке каспийского месторождения Шах-Дениз, где BP работает вместе с иранской государственной Naftiran Intertrade. Такое исключение создаст лазейку, с помощью которой BP вместе с ее иранскими партнерами может получить сверхприбыль.
http://www.lenta.ru/articles/2012/01/24/sanctions/

Реклама

The Bahrain Petroleum Company: обзор компании


http://iv-g.livejournal.com/502027.html

BAPCO, wholly owned by the Government of Bahrain, is engaged in the oil industry including exploration and prospecting for oil, drilling, production, refining, distribution of petroleum products and natural gas, sales and exports of crude oil and refined products.
The company owns a 250,000 barrel-a-day refinery, storage facilities for more than 14 million barrels, a marketing terminal, and a marine terminal for its petroleum products.

Key Dates
1929 BAPCO established by Standard Oil Company of California
1932 First oil discovery
1934 First shipment of crude oil
1936 The Bahrain Refinery — with a capacity of 10,000 barrels per day — opened
1945 A-B pipeline laid between Bahrain and Saudi Arabia; then the world’s longest commercial submarine pipeline
1948 Discovery of natural gas
1968 Bahrain Refinery expansion programme completed with 250,000 barrel-a-day capacity
1976 Incorporation of the Bahrain National Oil Company (BANOCO)
1980 Establishment of Supreme Council for Oil under the chairmanship of
H.H. Shaikh Khalifa bin Salman Al-Khalifa, the Prime Minister
1980 The Petroleum Marketing Unit is set up in the Ministry of Development & Industry with the aim of marketing the Government’s 60% share of products from the Bahrain Refinery
1981 BAPCO reconstituted as a joint venture refining company owned 60% by the Bahrain Government and 40% by Caltex
1982 BANOCO assumes full and direct responsibility for production of oil and gas from Bahrain field
1983 The Petroleum Marketing Unit integrated into BANOCO to form the International Marketing Department
1985 Incorporation of Bahrain Aviation Fuel Company (BAFCO) in which BANOCO shares 60%, Caltex 27% and BP 13%
1994 The Bahrain Refinery awarded ISO 9002 Certification from British Standards Institution (BSi)
1997 The Bahrain Government assumes 100% ownership of the Bahrain Refinery
1999 The new BAPCO is formed following the merger between The Bahrain Petroleum Company B.S.C. and The Bahrain National Oil Company
2000 Start of petroleum products in-line blending and introduction of unleaded gasoline to the local market
2001 Kerosene Merox units commissioned as part of the Refinery Modernisation Plan
2002 Launch of new Bapco Strategic Directions
2004 Contract signed to execute Low Sulphur Diesel Production Project
2005 US$1.1 billion financing secured for investment programme
2007 Start-up of Low Sulphur Diesel Production complex
http://www.bapco.com.bh/default.asp?action=category&id=28

BAPCO News

2009 Annual Review

http://www.bapco.com.bh/default.asp?action=category&id=129
http://www.bapco.com.bh/media/pdf/ar%202009_en.pdf

Нефть: откуда и куда

24.06.2011
The U.S. population is now 311.6 million or roughly 4.5% of the world’s population (6.9 billion). Oil producing nations produce 85.4 million barrels of crude oil per day. The world presently consumes 85.8 million barrels per day. There is a shortage of 400,000 barrels of oil per day.

If every nation in the world was consuming oil at the same rate, then the U.S. should be consuming 3,856,614 barrels per day (calculated by multipying the total world’s oil consumption of 85.8 million barrels by 4.5%). However, in actuality the U.S. actually consumes 19.5 million barrels of oil per day, or roughly 23% of total world oil consumption. 71% of the oil consumed by Americans is used for transportation—just for getting around or transporting things in our cars, trucks, buses, trains, ships and planes.

The U.S. produces only 10% of the world’s oil, yet we consume 23% of the world’s oil, so it is necessary for us to import the other 13%, or roughly 11,154,000 barrels per day, from outside the country At the end of 2010, the price per barrel of crude oil was about $90. The U.S. paid $400 billion for its imported oil.

Passenger cars use more than 40 percent of the oil consumed in America today. That’s roughly 7.8 million barrels of oil per day or 2.881 billion barrels of oil per year. Drivers spent $186 billion on gas fuel in 2010. Without vehicle fuel economy improvements, Americans will spend an estimated $260 billion in 2020 on gasoline.

If we replaced just 10% or 25.4 million of our passenger vehicles with hybrids and electric vehicles or converted those vehicles so they could run on natural gas (a fuel we have in abundance, and sufficient enough to last os 100-200 years), reduced highway speed limits to 55 mph, improved gas mileage per gallon only 3-mpg, and drivers took public transportation or mass transit, we could reduce imported oil by approximately $40-45 billion per year (assuming a price of $90 per barrel of oil).

http://tommytoy.typepad.com/tommy-toy-pbt-consultin/2011/06/oil-primer-where-the-worlds-oil-is-produced-and-where-it-is-consumed-.html

Энергетика в жизни «кельтского тигра»

Кельтский тигр
С 1996го по 2007 год внутренний валовый продукт Ирландии увеличивался в среднем на 7,1 % в год, что превысило не только мировые показатели (3,2 %), но и показатели быстрорастущих азиатских стран (4,3 %). Быстрее Ирландии росли показатели лишь в отдельных азиатских государствах (например, в Китае
http://ru.wikipedia.org/wiki/Кельтский_тигр
From 1995 to 2000 GDP rate growth ranged between 7.8 and 11.5%. The rate then slowed to between 4.4 to 6.5% from 2001 to 2007.
http://en.wikipedia.org/wiki/Celtic_Tiger
http://en.wikipedia.org/wiki/Economy_of_the_Republic_of_Ireland

http://peakoil.com/alternative-energy/a-review-of-green-energy-growth-prospects/

Юань вошел в Персидский залив

27/01/2012
Премьер-министр Вэнь Цзябао только что вернулся после шестидневного визита в Саудовскую Аравию, Арабские Эмираты и Катар, страны, традиционно близкие к Америке. Он добился неслыханного результата: отныне в сделках между Арабскими Эмиратами, Катаром и Китаем будут использоваться не безраздельно господствовавшие нефтедоллары, а юань, китайская «народная валюта».
http://www.inosmi.ru/fareast/20120127/184123096.html

Нефть в мире в 2011 году: рейтинг стран по добыче

Оригинал взят в Нефть в мире в 2011 году: рейтинг стран по добыче

В 2011 году рейтинг стран, ведущих добычу нефти, выглядел, по сведениям из различных источников, следующим образом.

Россия – 10,27 млн баррелей в сутки (рост по сравнению с 2010 годом 1,2%, http://inosmi.ru/russia/20120103/182068049.html)

Саудовская Аравия – 9,29 млн баррелей в сутки (рост на 11% по сравнении с 2010-м годом)

США – 5,57 млн баррелей в сутки (данные U.S. Energy Information Administration http://news.xinhuanet.com/english/business/2012-01/11/c_131353285.htm)

Китай – 4,01 млн баррелей в сутки (прогноз на 2012 год – 4,2 млн баррелей в сутки, http://www.hydrocarbonprocessing.com/Article/2963496/IEA-lowers-forecast-for-China-oil-demand-output.html)

Иран – 3,616 млн баррелей в сутки (http://www.mojnews.com/en/Miscellaneous/ViewContents.aspx?Contract=cms_Contents_I_News&r=916373)

Венесуэла – 3 млн баррелей в сутки (http://arabnews.com/economy/article556483.ece)

Кувейт – 3 млн баррелей нефти в сутки (http://www.google.com/hostednews/afp/article/ALeqM5jV2s8Rj7HvfSKrobt__oQGMM9B4w?docId=CNG.fd0f0c2cc1dd8cdffbe8bbb9258642a2.db1)

Канада – 2,8 млн баррелей в сутки (данные 2010 года, http://www.gulfbase.com/News/canadian-crude-oil-production-expected-to-rise-23-per-cent-by-2016/197562)

Ирак – 2,7 млн баррелей нефти в сутки (http://www.reuters.com/article/2012/01/23/iraq-exxon-idUSL5E8CN34I20120123)

Бразилия – 2,62 млн баррелей в сутки (http://www.nosis.com.ar/SitioNosisWeb/ultimas-noticias-principal/66387/produccion-de-petrobras-aumento-16-en-2011.aspx)

Мексика – 2,56 млн баррелей в сутки (https://research.tdwaterhouse.ca/research/public/Markets/CommoditiesNews?documentKey=1314-L2E8CRJ8G-1)

ОАЭ – 2,5 млн баррелей в сутки (http://www.arabianoilandgas.com/article-9852-iraq-oil-production-above-uae-catching-iran-fast/)

Нигерия – 2,4 млн баррелей нефти в сутки (http://naijamayor.com/nigeria-highest-exporter-of-crude-oil-in-africa/)

Алжир – 2,125 млн баррелей в сутки (http://ireports-ng.com/2012/01/16/a-critical-analysis-objective-appraisal-of-the-fuel-subsidy-issue-the-economy-the-untold-truths-insincerity-of-the-jonathan-administration/)

Ангола – 1,8 млн баррелей в сутки (http://www.sharenet.co.za/news/Angola_sees_oil_output_rising_to_2_mln_bpd_in_2014/a47513bc6d666d319168d0239f93b857)

Норвегия – 1,7 млн баррелей в сутки (http://lta.reuters.com/article/marketsNews/idLTAL6E8CG19Y20120116)

Казахстан – 1,61 млн баррелей нефти в сутки (http://www.pennenergy.com/index/articles/newsdisplay/1584529263.html)

Ливия – 1,3 млн баррелей в сутки (http://en-maktoob.news.yahoo.com/libya-oil-output-climbs-1-3-mln-bpd-091608017.html)

Великобритания – 1 млн баррелей в сутки (http://af.reuters.com/article/idAFL5E7N22N820111202)

Индонезия – 0,9 млн баррелей в сутки (http://www.thefinancialexpress-bd.com/more.php?news_id=96079&date=2012-01-27)

Катар – 0,7 млн баррелей в сутки (http://www.brecorder.com/markets/energy/asia/40023-qatar-says-december-oil-output-about-730000-bpd-.html)

Статья на Trubagaz.RU с рейтингом здесь

Иордания не понравилась «Зарубежнефти»

Государственная «Зарубежнефть» не будет участвовать в разработке месторождения на Южном блоке в Иордании. Участок оказался неперспективным, и компания решила покинуть проект. Это уже второй случай, когда «Зарубежнефть» выходит из проектов на этапе геологоразведки.
«Зарубежнефть» планирует выйти из проекта разведки углеводородов в Иордании, сообщил журналистам генеральный директор компании Николай Брунич, передает агентство Прайм. «По Иордании сложный вопрос. Ничего перспективного и привлекательного не было обнаружено. Мы в ближайшее время, наверное, примем решение и тоже приостановим проект», — сказал он.
По словам г-на Брунича, компания изучала возможность разработки в том числе газовых сланцев, рассматривались также совместные проекты с соседними государствами, в частности с Ираком, однако они не получили поддержки. «Тот проект, который мы получили в соответствии с подписанным меморандумом, бесперспективен», — добавил он.

Год назад Россия и Иордания подписали протокол о реализации совместных энергетических проектов в Иордании, а в мае «Зарубежнефть» и агентство по природным ресурсам Иордании заключили соглашение о проведении геологоразведочных работ на Южном блоке. Период его действия — полгода с возможностью продления еще на три месяца. В случае получения российской компанией положительных результатов могло быть подписано соглашение о разделе продукции.
Это уже второй случай, когда компания покидает проект на этапе геологоразведки. В июне прошлого года «Зарубежнефть» заявила о выходе из 12-го блока на севере кубинской провинции Вилья-Клара. Причина все та же — неперспективность участка. На трех остальных участках работа продолжается.

«Зарубежнефть» на 100% принадлежит государству. В России она владеет лицензиями на 13 месторождений в НАО, является участником Харьягинского проектах. В планах было приобретение Новошахтинского НПЗ. Но основная часть ее активов находится за рубежом. Компания работает во Вьетнаме, на Балканах, Кубе, в Индии, странах СНГ и других.

Сейчас «Зарубежнефть» ведет переговоры о вхождении в проекты в других странах. В частности, Николай Брунич заявил, что компания готова работать в Иране при условии гарантии безопасности правительства России. «Мы рассматриваем два месторождения, но то эмбарго, которое существует, является большим сдерживающим фактором», — подчеркнул он. В 2009 году участвовать в своих проектах приглашал Эквадор. Но «Зарубежнефть» сочла условия, которые ей предлагали, в частности миноритарную долю в проектах, неинтересными и отказалась от предложения. Не заинтересовали ее и нефтегазовые проекты в Анголе.

В мире предлагается огромное количество нефтегазовых блоков как на суше, так и на шельфе, в разных странах проводятся тендеры, поэтому дефицита предложений нет, отмечает аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. По его словам, при выборе проектов «Зарубежнефть» учитывает их экономику, но немалую роль скорее всего также играют геополитические интересы России.
http://www.rbcdaily.ru/2012/01/26/tek/562949982621184

Ранее на тему Иордании
Тектоническая карта: Ближний и Средний Восток


Иордания: ни нефти, ни газа, но есть сланцы

MEA-1999: Ближний Восток

Petroleum Geology of the Widyan Basin and Interior Platform of Saudi Arabia and Iraq, 2002

Использование денежных средств российскими нефтяными компаниями

Приоритеты компании нетрудно понять, взглянув на то, как она распоряжается имеющимися денежными сред­ствами. РБК daily проанализировала, на что в минувшем году нефтяные компании потратили деньги, полученные от основной деятельности, привлечения кредитов и продажи активов.
Одна из основных статей расходов практически всех неф­тяных компаний — капитальные вложения, в частности в сегменте upstream. По итогам девяти месяцев минувшего года максимальную долю денежных средств в проекты по разведке и добыче направили «Роснефть» и ЛУКОЙЛ (29 и 34% соответ­ственно). «Роснефть» всегда делала ставку на органическое расширение бизнеса. В 2008—2010 годах, по подсчетам аналитиков «Тройки Диалог», компания потратила более 7 млрд долл. на новые проекты и приобретение лицензий, что неудивительно: будучи госкомпанией, «Роснефть» пользуется привилегированным доступом к стратегическим место­рождениям, считают они.

Теперь больший акцент на органический рост добычи, нежели на новые приобретения, по-видимому, делает и ЛУКОЙЛ. В соответствии с новой стратегией, одобренной в декабре советом директоров, компания должна переориентироваться на существенные вложения в новые проекты и наращивание добычи. Для этого уже в этом году инвестиции ЛУКОЙЛа в сегменте upstream вырастут более чем вдвое и превысят 9 млрд долл., сообщал президент компании Вагит Алекперов. При этом ЛУКОЙЛ делает ставку на новые проекты, вложения в которые за девять месяцев составили более 1 млрд долл., включая перспективные проекты на Ямале, Каспии, в Ираке и Западной Африке. Около 30% всех денежных средств на вложения в сегмент upstream тратит и ТНК-BP (из них около трети приходится на новые месторождения компании в России).

Значительные средства в минувшем году нефтяники вкладывали и в покупку новых активов. Больше других на приобретения потратили ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть» — 16 и 14% всех полученных денежных средств. При этом ЛУКОЙЛ внес аванс по приобретению зарубежного актива в размере 1,8 млрд долл., название которого, впрочем, до сих пор не раскрывает, ссылаясь на незавершенность переговоров. Активно новыми приобретениями занималась и ТНК-BP. Во втором квартале компания завершила сделку по приобретению активов BP в Венесуэле, а в ноябре договорилась с бразильской HRT о приобретении 45-процентной доли в блоке бассейна Солимос за 1 млрд долл. (эту сумму ТНК-BP должна будет выплатить в течение двух лет).

Еще одна немаловажная статья расходов компаний — выплата дивидендов. Лидирующие позиции по выплатам акционерам по-прежнему занимает ТНК-BP, которая потратила на эти цели более 40% всех денежных средств. Неплохие дивиденды получили акционеры «Газпром нефти» и «Башнефти» (на выплаты своим акционерам последняя тратит даже больше, чем уходит на капвложения). На их фоне выплаты «Роснефти» кажутся совсем уж незначительными: на дивиденды госкомпания направляет лишь около 5% всех денежных средств.

При этом по итогам девяти месяцев минувшего года больше всего кэша накопил ЛУКОЙЛ — более 15% всех поступивших средств. Увеличили свои денежные средства также «Газпром нефть» и ТНК-BP, в то время как «Роснефть» и «Башнефть» потратили больше, чем получили за этот период.


http://www.rbcdaily.ru/2012/01/11/tek/562949982492219

Газпром бурение: интервью заместителя генерального директора по стратегическому развитию

Дамир Валеев, «Газпром бурение»: «Деньгами сейчас трудно переманивать» Бизнес газета РБКdaily

Дамир Валеев, «Газпром бурение»: «Деньгами сейчас трудно переманивать»

Как смена собственника отразилась на планах, проектах и перспективах компании, в интервью корреспонденту РБК daily Евгении Корытиной рассказал заместитель генерального директора по стратегическому развитию «Газпром бурения» Дамир Валеев. … Читать далее >

Газета РБК daily

Питерская самодеятельная газета "Дом геолога"

Оригинал взят в Питерская самодеятельная газета "Дом геолога"

http://narod.ru/disk/36155658001/DomGEO_1%20%D0%B4%D0%B5%D0%BA_10.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155837001/DomGEO_2%20%D0%B4%D0%B5%D0%BA_10.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155856001/DomGEO_3%20%20%D0%BC%D0%B0%D0%B9_11.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155928001/DomGEO_4%20%D0%B8%D1%8E%D0%BD%D1%8C_11.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155963001/DomGEO_5%20%D1%81%D0%B5%D0%BD%D1%82_11.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155974001/DomGEO_6%20%D0%BD%D0%BE%D1%8F_11.pdf.html

http://narod.ru/disk/36156157001/DomGEO_7%20%D0%B4%D0%B5%D0%BA_11.pdf.html

http://narod.ru/disk/36155814001/DomGEO_7_%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%BB%20.pdf.html

есть про лицензирование
в номере 5 про юниоров
в последнем- про Росгеологию

theoildrum: The Potential for Future Production from Romania

In 1837, it was reportedly the first country to have an oil industry, reaching a production of 1719 barrels a year. It was also, in 1900, the first country to export gasoline, at a time when it was producing some 5,000 barrels a day. That made it the then third largest producer in the world. But by the 1930’s the country had fallen to seventh place, even though Romania was still the second largest producer in Europe, behind the Soviet Union.

By the time of the Second World War, the oil fields of Ploetsi were underpinning the operations of the German military machines, providing an estimated third of that country’s need. Attempts to bomb the fields were prolonged and, though they were not always successful and the fields and refineries continued to provide fuel for most of the war, the continued bombing finally got production down to 7% of capacity.

Production picked up and rose until 1980


Recent Romanian oil balance (Energy Export Databrowser)


Recent Romanian natural gas production (Energy Export Databrowser)

The nine oil fields in the Ticleni region, one of the older oil producers in the country, has just changed management hoping thereby to increase production of 4,500 bd from some 300 wells to over 6,000 bd.

Seismic exploration, introduced after WW II, helped make the majority of the discoveries that led to peak oil production in 1976. It has been the use of 3-D seismic that revealed much of the potential not developed in the past.


Romanian oil production and peak (Petrom)

Petrom was privatized in 2004, and began paying a dividend in 2010. Exploration offshore began in 1975, with oil production starting in 1987 from the Lebada East Field.

The historic fields have all been onshore around Torcesti for oil and Mamu for natural gas, while the new fields offshore are in deeper water, such as the Delta. It is currently anticipated that crude oil reserves are around 420 million barrels, with some 2 Tcf of natural gas, though there is potential for more.


Romanian oil and gas fields (USGS)

The new exploration and development is shared between Petrom and Romgaz, who have 55% of the natural gas sites in the country.

Romanian concession holders (Romanian National Agency for Mineral Resources)
http://www.theoildrum.com/node/8855

Основные направления экспорта иранской нефти и газа


http://www.bbc.co.uk/russian/international/2012/01/120123_iran_eu_reax.shtml

2010

http://iv-g.livejournal.com/179495.html

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании, ч.1

09 декабря 2011 года в Лондоне руководство ОАО «НОВАТЭК» провело презентацию стратегии Компании, на которой были представлены прогнозы по операционным показателям и капитальным затратам до 2020 года, а также информация по проекту «Ямал СПГ».
http://www.novatek.ru/ru/investors/strategy/


http://www.novatek.ru/common/upload/doc/Strategy_Presentation_ENG.pdf

Сланцевый газ: новости

23.01.2012
Chesapeake Energy Corp. (CHK), the second- largest U.S. natural-gas producer, will cut output, idle drilling rigs and reduce spending in gas fields by 70 percent after prices for the fuel hit a 10-year low.

Gross production at wells it operates will drop by as much as 1 billion cubic feet a day and the Oklahoma City-based company will defer gas-well completions wherever possible, according to a statement today.

Also today, the US Energy Department cut its estimate of gas in the Marcellus shale formation by 66 percent, to 482 million cubic feet, citing improved data from drilling and production.

Gas sold from US output in 2011 rose by about 4.5 billion cubic feet a day, or 7.4 percent, the largest annual gain in history, according to the Energy Information Administration.

Chesapeake said it will “immediately curtail” output of 500 million cubic feet a day, 8 percent of production, and will idle half its drilling rigs by the second quarter in fields that produce only gas, including the Barnett Shale of Texas, the Marcellus Shale and the Haynesville Shale.

Spending on undeveloped leases will fall to $1.4 billion in 2012 from $3.4 billion in 2011 and will be limited to areas where the company already is active.

Chesapeake’s output curtailment follows EQT Corp. (EQT)’s Jan. 20 announcement that it will suspend drilling in its Huron Field in Kentucky. Southwestern Energy Co. (SWN) Chief Executive Officer Steven Mueller said in a Jan. 5 interview his company may slow production in Arkansas’s Fayetteville Shale if prices stay low.
http://mobile.bloomberg.com/news/2012-01-23/chesapeake-energy-to-cut-rig-count-to-24-new-wells-for-2012?category=%2Fnews%2Fmostread%2F

23.01.2012
Low prices prompt Chesapeake to cut natural gas production

Chesapeake, the nation’s second largest natural gas producer, said Monday that it plans to cut production 8%. That means the company would produce the same or slightly less natural gas in 2012 than it did in 2011. Chesapeake produces about 9% of the nation’s natural gas.

Extreme weather for two winters and two summers kept natural gas prices high by boosting demand for home heating and power generation. But this season’s mild winter, especially in the Northeast and Upper Midwest , has crimped demand and led to a glut.

Natural gas futures slipped to $2.32 per 1,000 cubic feet last week, lowest since 2002, before rising slightly to $2.34 Friday. Prices have fallen 23% since the beginning of the year. Storage levels are 21% higher than their 5-year average for this time of year, according to the Energy Information Administration.

The drop in price has meant lower revenue and profit for drillers. Analysts surveyed by FactSet estimate that Chesapeake’s earnings fell to $2.81 per share in 2011, excluding special items, from $2.95 per share in 2010. They say at today’s prices only the least expensive, most productive natural gas wells remain profitable for drillers.

In electronic trading Monday, natural gas prices were up 3.9% to $2.434 per 1,000 cubic feet, getting a boost from the Chesapeake announcement.

Drillers had already begun to shift activity regions that produce oil and other liquid hydrocarbons. Strong global demand has kept oil prices high and made these drilling operations extraordinarily profitable.

Chesapeake said it would cut its current activity in so-called dry-gas regions by half, to 24 rigs, by the second quarter. That’s 67% fewer than an average of 75 rigs the company had in use last year.

Chesapeake increased natural gas production 13.5% from 2010 to 2011. It now plans to cut spending on natural gas regions to $1 billion in 2012, from $3.1 billion in 2011.

The plan calls for a cut of 500 million cubic feet of gas per day, about 8% of its current production, in two drilling regions in Texas, Arkansas and Louisiana.

The move is designed to reduce the glut of natural gas in the country, and therefore increase prices. But analysts caution that drillers historically have reneged on plans to cut output in times of low prices, bowing to pressure from investors to increase production.

Also, even as drillers avoid dry-gas regions, they are aggressively increasing drilling in regions rich in oil and other liquids. Those regions also produce large amounts of natural gas, which will help keep total natural gas production high and will likely keep prices relatively low.

Chesapeake and others are also working to stimulate demand for the fuel, advocating its use as a transportation fuel or exporting it. International natural gas prices are high because they are linked to the price of oil.
http://www.usatoday.com/money/industries/energy/story/2012-01-23/chesapeake-energy-natural-gas-drilling/52753478/1

20.01.2012
Прочел утром статью очередную, что газ скоро в США начнут отдавать бесплатно. Везде упоминается как лидер индустрии shale gas CHK US. Какие они молодцы и все такое. Начал смотреть. Ну сток от максимумов локальных в этом году -40%, для акционеров — большой успех, несомненно. Посмотрел баланс в блуме. Выручка в третьем квартале, когда газ был в среднем 4+ бакса, 3.3 миллиарда. При этом денежный поток от операций 1,6. Инвестиции 3,5. Итого свободный поток там получается -2,2 ярда в квартал был, что покрылось увеличением долга на 2.7, при этом контора еще и платит дивиденд. Есть еще receivables на 2.7 ярда. У компании был чистый долг 20 ярдов при текущей капитализации 13. За 4 квартал такими темпами они должны были наверное еще ярда три набрать долгов.

Теперь значит вспоминаем что газ сейчас не 4,5 а 2,3. Выручка т.е. сильно упадет. Спред бондов длинных к трежерям 400 пунктов. Я конечно в этом ничего не понимаю в целом. Но что-то мне кажется, что если цены на газ останутся тут или пойдут еще ниже (а сейчас полно прогнозов с цифрой 2 и ниже) и продержатся на этих уровнях какое-то продолжительное время, то лидеру индустрии придет мягкий пушной зверь.

При этом пока какого-то реального снижения дриллинга не видать, индустрия продолжает бурить похоже в лось, у них там есть платежи по лизингу, им нужен кэш чтобы за них расплачиваться.
Интересно бы послушать тех, кто в теме глубоко, если такие есть?
http://true-flipper.livejournal.com/304272.html
Комментарии к записи
— Бурят же они для расширения добычи. Сейчас у них положительный денежный поток от текущей деятельности, значит все неплохо.
— на оил драме давно их обвиняют что они занижают свои текущие косты квалифицируя это все как инвестиции. монструозного роста выручки не видать

— CHK неправильно считать лидером добычи , они скорее лидер по перепродаже участков. такая модель. от нее и проблемы. нормальные добытчики это например EOG Resorses . Многие кто не успел вовремя на шэйл ойл переключится и застрял в местах типа Haynesville в жопе. Но у тех кто перешел на жидкости дела неплохо относительно. газ можно по 0 продавать — идет попутно. отсюда (частично) такая цена на газ. Такие дольше всех протянут, а первыми прекратят бурить в лось обычный газ в Роки Моунтайнс .
— кто кандидат умереть не смотрел, но предполагаю что надо посмотреть падение акций мелких и средних компаний за последнее время и искать среди них. у большинства средних и крупных есть нефть и диверсификация по способам добычи. CHK проблемы , да , надо денег занимать, но у них много хороших участков купленных почиперу так что они выживут скорее всего.
в шэйл ойл почти все те же самые , но некоторые уже развили технологию а другие еще нет. команды различаются по квалификации. много маленьких игроков, порог входа невысок. у больших как обычно преимущество в эффекте масштаба и в том что могут перекупить нужных людей.
Тема давняя но результаты пошли только сейчас. как и в шейл газе 5 лет назад . вопрос в костах.
GS писал месяц назад что 3 это дно. но вот оно как бывает.. 2 точно не састейнабл с учетом экологических и др регуляций для угольных электростанций которые будут вводить в 2012-2014
— на счет участков купленных дешево — они же уже два раза делали как я понял делали продажу активов публике, это конечно момогало снизить долговую нагрузку но не на долго и valuation потенциальных этих активов при такх ценах на газ должен быть сильно ниже теперь…
— Там постоянный процесс. Продажа участков или через СП. Да у них проблемы. Но врядли обанкротятся
— Вообще ситуация когда есть такой glut и нет картеля, то это проблема для производителей. У shale производителей есть еще проблема что они не могут просто так закрыть часто, земля взята в лизинг, по которому надо платить. Есть аналитики которые считаю что два+ доллара это на долго. Хотя кажется маловероятным, учитывая долговую нагрузку в отдельных компаниях типа того же chk.

04.01.2012
Французская нефтегазовая компания Total SA приобретает миноритарную долю в новом сланцевом месторождении Chesapeake Energy в Огайо за 2,32 млрд долларов.
Между тем Chesapeake, вторую крупнейшую газовую компанию США, эта сделка приблизит к ее цели по сокращению долгосрочного долга на 25% и увеличению производства на 30%.
Как сообщили инвесторам в Chesapeake Energy, в новом 2012 году помимо сделки в Огайо следует ожидать еще 7 млрд долларов от продажи активов и участия в совместных предприятиях.

Ряд акционеров и аналитиков оказывали давление на Chesapeake. Они хотели, чтобы компания сократила расходы и уменьшила задолженность. В ответ на это Chesapeake стала продавать активы, однако подчеркнула, что не хочет упускать возможность купить активы в сланцевых месторождениях до того, как вырастут цены.

Сделка по месторождению в Огайо стала вторым совместным предприятием Total и Chesapeake
Total приобретет 25%-ную долю в 619 000 акрах в 10 округах. Компании ожидают, что скважины здесь дадут им такие продукты, как бутан, этан и пропан, стоимость которых превышает стоимость природного газа. Подобные находки могут сделать бурение выгодным, несмотря на то, что недавно цены на природный газ в США достигли двухлетних минимумов.

В результате сделки с Total Chesapeake получит 2,03 млрд долларов, еще 290 млн долларов получит прежний партнер EnerVest Ltd. Примерно 610 млн долларов из доли Chesapeake было выплачено во время завершения сделки в пятницу. Оставшиеся 1,42 млрд долларов будут инвестированы в развитие месторождений, сообщают компании.

Chesapeake ожидает использовать эти средства для буровых работ к концу 2014 года. Эти деньги помогут Chesapeake «вести разработку активнее, чем если бы она проводилась силами только самой компании», отмечает генеральный директор Обри Макклендон

В начале ноября компания сообщила о подписании соглашения о намерении продать долю в своих активах в Utica Shale в восточной части Огайо более чем за 2 млрд долларов. Впрочем имя покупателя Chesapeake тогда сообщить отказалась.

Сделка с Total наряду с продажей активов компании по транспортировке газа за 865 млн долларов отделенному от основного бизнеса подразделению Chesapeake Midstream Partners на прошлой неделе, принесет Chesapeake примерно 1,2 млрд долларов наличными по итогам года, которые она может использовать для сокращения задолженности.
http://asiareport.ru/index.php/news/10523-total-priobretaet-dolyu-v-novom-slanczevom-mestorozhdenii-chesapeake-energy.html

Chesapeake Energy Corporation (CHK)

http://finance.yahoo.com/echarts?s=CHK

«Поскольку США нашли новый источник газа для внутреннего рынка, они перестали покупать в прежних объемах газ у Катара и Египта, и тот хлынул в Европу, – рассказывает Денис Борисов. – Получившие большую уверенность в своей энергетической безопасности европейские потребители стали требовать от «Газпрома», чтобы он пересмотрел свою политику, в том числе ценовую». Сам газовый концерн на активное внедрение в США добычи сланцевого газа пока никак не отреагировал. В последние месяцы представители «Газпрома» лишь заявляли, что внимательно следят за развитием новых технологий.

Тем не менее, ожидать подобных процессов на рынке нефти в ближайшее время не приходится. Во-первых, пока нет предложения аналогичных прогрессивных технологий. Во-вторых, технологии добычи «сланцевой нефти» в будущем могут значительно подешеветь, но не ниже себестоимости традиционной добычи. «Пока альтернативные технологии добычи нефти в несколько раз дороже традиционных, – говорит начальник аналитического управления инвесткомпании «Атон» Вячеслав Буньков. – Невозможно представить, чтобы такая добыча когда-нибудь стала стоить дешевле добычи традиционным способом, потому что она в принципе более сложная. Например, добыча битумной нефти требует закачки большого количества воды в пласты». Подобные проекты могут стать рентабельными, если цена нефти в мире поднимется выше $150 за баррель, отмечает аналитик. «Но надо помнить, что это двусторонний процесс: рост добычи нефти нетрадиционным способом увеличит предложение нефти и, следовательно, приведет к падению нефтяных цен», – добавляет он.
http://www.rosbalt.ru/business/2010/11/25/793531.html

Usgs assessment: Potential Shale Gas Resources of the Bombay, Cauvery, and Krishna–Godavari Province

2011

Resource Summary
The results of the USGS assessment of potential shale gas resources in the Bombay, Cauvery, and Krishna–Godavari Provinces of India are listed in table 2. In summary, the estimated mean volumes of technically recoverable petroleum resources are as follows: (1) for the Cambay Shale Gas South Assessment Unit (AU) of the Bombay Province—924 billion cubic feet of gas (BCFG; range, 383 to 1,966 BCFG) and 31 million barrels of natural gas liquids (MMBNGL; range, 12 to 69 MMBNGL); (2) for the Sattapadi-Andimadam Shale Gas AU in the Cauvery Province—1,123 BCFG (range, 444 to 2,660 BCFG) and 39 MMBNGL (range, 14 to 95 MMBNGL); and (3) for the Raghavapuram Shale Gas AU of the Krishna–Godavari Province—4,080 BCFG (range, 1,406 to 9,133 BCFG) and 90 MMBNGL (range, 28 to 207 MMBNGL). The ranges of resource estimates for shale gas reflect the considerable geologic uncertainty in these assessment units.

http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3131/
http://pubs.usgs.gov/fs/2011/3131/pdf/fs2011-3131.pdf

Беларусь и украинский рынок нефтепродуктов

В течение всего прошлого года Беларусь находились под угрозой потери своего самого ликвидного экспортного рынка нефтепродуктов – украинского. Украина собиралась ввести импортные пошлины на бензины в размере 130 евро/т и на дизтопливо – 80 евро/т, чтобы дать возможность украинским НПЗ потеснить импортеров, которым сегодня принадлежит более 50% рынка нефтепродуктов Украины. Шла речь о необходимости «ужать» долю импортных нефтепродуктов более чем в 3 раза – до 15%. За решением стояли влиятельные лоббисты в лице российских нефтяных компаний, а также местных финансово-экономических групп.
Читать далее

Лазурное окно


http://bigpicture.ru/?p=224161

Добыча нефти в 2011 г.: Россия

Россия в 2011 году нарастила добычу нефти на 1,23% по сравнению с 2010 годом — до 511,432 миллиона тонн, экспорт сократился на 2% и составил 242,079 миллиона тонн, следует из материалов ЦДУ ТЭК.

Объем добычи нефти в минувшем году прогнозировался на уровне порядка 509 миллионов тонн, экспорта — 244,5 миллиона тонн. Минэнерго РФ ожидает, что до 2020 года объем добычи нефти будет составлять 505-510 миллионов тонн в год.

По информации Минэнерго РФ, в 2010 году Россия увеличила добычу нефти на 2,2% — до 505,194 миллиона тонн, а экспорт снизила на 0,6% — до 246,816 миллиона тонн. Эти данные практически совпадают с информацией Росстата, который оценивает добычу нефти в России в 2010 году в 505 миллионов тонн (рост на 2,1%).

Поставка нефтяного сырья на переработку в России возросла на 3,4% и составила 242,08 миллиона тонн. Первичная переработка сырья на НПЗ составила 256,034 миллиона тонн (снижение на 2%).

По данным ЦДУ ТЭК, в том числе, «Роснефть» добыла в 2011 году 114,495 миллиона тонн (рост на 1,9%), ЛУКОЙЛ — 87,674 миллиона тонн (снижение на 1,89%), ТНК-ВР — 72,473 миллиона тонн (рост на 0,95%), «Сургутнефтегаз» — 59,838 миллиона тонн (рост на 2,07%), «Газпром нефть» — 29,603 миллиона тонн (рост на 1,06%), «Татнефть» — 29,711 миллиона тонн (рост на 0,32%), «Славнефть» — 17,776 миллиона тонн (снижение на 1,51%), «Русснефть» — 13,441 миллиона тонн (рост на 5,87%), «Башнефть» — 14,54 миллиона тонн (рост на 6,79%).
http://ria.ru/economy/20120110/536240355.html

Крупнейшая частная нефтегазовая компания России — ОАО «ЛУКОЙЛ» — в 2011г. снизила добычу нефти на 5,5% — до 90,7 млн т. Снижение показателя обусловлено продолжающимся истощением месторождений компании в Западной Сибири. Более 40% добытой нефти было отправлено ЛУКОЙЛом на экспорт.

При этом добыча газа выросла на 3,2% — до 22 млрд куб. м, говорится в сообщении компании по итогам заседания совета директоров.

За минувший год ЛУКОЙЛ прирастил запасы углеводородов по российской классификации на 143 млн т условного топлива (т.у.т.). Это несколько больше, чем в 2010г., когда прирост запасов составил 123 млн т.у.т.

Было открыто 5 месторождений в Республике Коми, Пермском крае, Западной Сибири и Волгоградской области. Кроме того, было открыто 20 новых залежей на разрабатываемых месторождениях. В 2011г. начата добыча углеводородного сырья на двух новых месторождениях в Пермском крае и Волгоградской области.

Инвестиционные расходы группы «ЛУКОЙЛ» за 2011г. выросли до 9,8 млрд долл., что на 22% больше, чем в 2010г. Рост инвестиций бизнес-сегмента «геологоразведка и добыча» составил 29% и достиг уровня 7,6 млрд долл. Инвестиционные расходы по бизнес-сегменту «переработка и сбыт» в прошлом году составили 2 млрд долл., благодаря чему произойдет увеличение выпуска высококачественного бензина.

Компания также отметила, что по итогам года в налоговые органы ею было отчислено более 1 трлн руб. Это на 255 млрд руб. больше, чем в 2010г., и делает ее вторым по величине в России налогоплательщиком.
http://top.rbc.ru/economics/13/01/2012/633278.shtml

Крупнейший российский независимый производитель газа ОАО «НОВАТЭК», по предварительным данным, повысил в прошлом году добычу природного газа на 41,7% по сравнению с предыдущим годом — до 53,54 млрд кубометров, жидких углеводородов — на 13,5% — до 4,124 млн тонн, говорится в сообщении компании.

В четвертом квартале 2011 года НОВАТЭК увеличил добычу газа на 33,4% к третьему кварталу — до 14,53 млрд кубометров. Добыча жидких углеводородов возросла на 6,7% — до 1,063 млн тонн
http://www.vz.ru/news/2012/1/12/553001.html