Архив за месяц: Март 2012

«Диалог с Михаилом Хазиным» на РБК-ТВ: О сланцевом газе

Польский сланцевый газ неконкурентоспособен по сравнению с традиционным российским голубым топливом из-за своего невысокого качества. Об этом сообщил сегодня в эфире передачи «Диалог с Михаилом Хазиным» на РБК-ТВ руководитель инженерно-инновационного центра «Геолгазконсалт» Валерий Ненахов.

Эксперт напомнил, что в I квартале 2010г. польское руководство заявило о выделении значительных средств на разработку месторождений сланцевого газа, а также о том, что ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron и польские компании начинают бурение.

«Затем наступила пауза, до IV квартала 2011г. мы вообще не слышали о результатах. Потом выступил министр энергетики Польши и сказал, что их не вполне удовлетворили результаты разработки скважины Markowola-1 (недалеко от Варшавы). Но что это значит? Официальных комментариев власти страны не дали. И только по телефону, по секрету, нам сказали, что там метана всего 20%. То есть там весь бассейн — это неполезное горячее ископаемое», — рассказал эксперт.

По его словам, подобная проблема у Польши ранее возникла с газом, получаемым из традиционных месторождений. «В Польше своих ресурсов обычного газа достаточно. Но и с ним была большая проблема, связанная с большим содержанием азота и углекислого газа. Он низкокалорийный и не отвечает стандартам», — пояснил В.Ненахов. По его мнению, за долгим молчанием Польши стояло намерение «дожать Россию в других вопросах». «То есть они, скорее, скрывали эту информацию, чтобы решить другой вопрос. Их волнует цена на российский газ», — сказал эксперт.

Отвечая на вопрос о себестоимости добычи сланцевого газа, В.Ненахов отметил, что многое зависит от геолого-разведочных работ. По оценкам польской стороны, себестоимость составляет 280 долл. за 1 тыс. куб. м, но фактически она может оказаться значительно выше.

Говоря о другом крупнейшем разработчике месторождений сланцевого газа — США, В.Ненахов обратил внимание на то, что власти этой страны уже потратили десятки миллиардов долларов на геологоразведку. «Все это было сделано за счет государства. Эти деньги не легли в себестоимость добычи сланцевого газа. То есть добывающие компании как бы начинали с чистого листа», — пояснил он.

В качестве примера эксперт привел одну из ведущих фирм по добыче сланцевого газа в США — Chesapeake Energy. «У нее в объеме доходов основная доля — подрядные работы. Они не говорят, к кому они подряжаются. Но у меня есть представление, что они подряжаются к американскому государству. Они бурят 100 скважин для себя, а все сухие. Власти США берут все риски на себя. Компания отдает им геолого-физическую информацию, а государство оплачивает стоимость бурения скважин. Это очень льготный режим, они по существу ничем не рискуют», — рассказал В.Ненахов. Кроме того, по его словам, власти США гарантируют этим компаниям кредиты в банках под низкий процент. «Представьте себе, приходит маленькая фирма и просит 10 млрд долл. Кто ж ей даст, если за ней не стоит государство? Также они освободили нетрадиционные источники энергии от большинства налогов», — сказал эксперт.

Помимо этого, В.Ненахов отметил интересную особенность в оценке качества сланцевого газа американцами. «Когда американцев спрашивают, какой состав их сланцевого газа, а для геологов это обычное требование, они говорят: «Преимущественно метановый». А что это значит — 98% или 51%? Есть еще один парадокс. Американцы обычно ведут расчеты в долларах за британскую типовую единицу, то есть они не объемы покупают, а калории. При этом цену сланцевого газа сообщают исключительно в долларах за 1 куб. м», — рассказал эксперт.

Он также отметил, что продажа сланцевого газа становится нерентабельной при попытке реализовать его не локально, а в отдаленные регионы. «Его можно закачивать в трубу, но он станет золотым. У сланцевого газа себестоимость такая, что продать его можно только по себестоимости. В случае его транспортировки к цене добавится еще 80%, и он станет неконкурентным», — пояснил В.Ненахов.

Отвечая на вопрос ведущего программы, российского экономиста, публициста, руководителя компании экспертного консультирования «Неокон» Михаила Хазина о наличии на европейской территории РФ газовых месторождений, В.Ненахов сообщил, что «в России в госреестре значится 500 млрд куб. м только по европейской части, это мелкие месторождения, одиночные скважины». «Но плохо разработанное законодательство не способствует освоению таких ресурсов», — отмечает эксперт.
http://top.rbc.ru/economics/27/03/2012/643547.shtml

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Управление и финансы



http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

The Forbes Global 2000: Алюминиевая промышленость


http://www.forbes.com/global2000/#p_1_s_arank_Aluminum_All_All

wikipedia.org: Нефтяные месторождения по странам

Нефтяные месторождения по странам

Нефтяные месторождения Китая

Зеленый луч

Зелёный луч — редкое оптическое явление, вспышка зелёного света в момент исчезновения солнечного диска за горизонтом (обычно морским) или появления его из-за горизонта.

Наблюдение явления
Для наблюдения зелёного луча необходимы три условия: открытый горизонт (в степи или на море в отсутствие волнения), чистый воздух и свободная от облаков сторона горизонта, где происходит заход или восход Солнца.
Обычная продолжительность зелёного луча всего несколько секунд. Можно значительно увеличить время его наблюдения, если при его появлении быстро взбегать по насыпи или переходить с одной палубы судна на другую с такой скоростью, чтобы сохранить положение глаза относительно зелёного луча. Во время одной из экспедиций к Южному полюсу американский лётчик и исследователь Р. Бэрд наблюдал зелёный луч в течение 35 минут. Это произошло в конце полярной ночи, когда край солнечного диска в первый раз появился над горизонтом и передвигался вдоль него.

Физика явления
Преломление солнечных лучей в атмосфере сопровождается их дисперсией, то есть разложением в спектр. При этом сила рефракции зависит от длины волны луча: чем короче длина волны луча, тем сильнее он будет приподниматься за счёт рефракции.
В результате наложения друг на друга цветовых лучей от отдельных точек солнечного диска центральная часть его останется белой (а точнее, за счёт рассеяния весь диск становится красным) и только верхняя и нижняя каёмки диска оказываются в преимущественном положении. Верхняя становится сине-зелёной, нижняя — оранжево-красной. Красная и оранжевая части диска Солнца заходят за горизонт раньше зелёной и голубой
Дисперсия солнечных лучей в наиболее явном виде проявляется в самый последний момент захода Солнца, когда над горизонтом остается небольшой верхний сегмент, а затем только самая «макушка» солнечного диска. Последний луч заходящего Солнца, разлагаясь в спектр, образует «веер» цветных лучей. Расхождение крайних лучей видимого спектра — фиолетовых и красных составляет в среднем 38″, но при более сильной рефракции оно может быть и значительно больше. Когда Солнце погружается под горизонт, последним лучом мы должны были бы увидеть фиолетовый. Однако самые коротковолновые лучи — фиолетовые, синие, голубые— на долгом пути в атмосфере (когда Солнце уже у горизонта), настолько сильно рассеиваются, что не доходят до земной поверхности. Кроме того, к лучам этой части спектра меньше чувствительность глаза человека. Поэтому в последний момент захода последний луч заходящего Солнца оказывается яркого изумрудного цвета. Это явление и получило название зелёного луча.
При восходе Солнца имеет место обратная смена цветов. Первый луч восходящего Солнца — зелёный; затем к нему добавляется жёлтый, оранжевый и, наконец, красный, вместе формирующие обычный дневной свет Солнца.
Явление зелёного луча бывает трёх форм:
в виде зелёного края верхней части диска Солнца,
в виде зелёного сегмента
в виде зелёного луча, который похож на зелёное пламя, вырывающееся из-за горизонта.

Синий и красный луч
При исключительно высокой прозрачности воздуха последний луч может быть зелёно-голубым и даже голубым. Подобное явление наблюдается исключительно редко.
Также крайне редко возможно наблюдение «красного луча». Красный луч возникает в момент появления нижнего края диска Солнца под чётко сформированной кромкой тучи, закрывающей остальную часть диска. При этом высота Солнца над горизонтом должна быть минимальной, а воздух полностью прозрачным. Физика явления аналогична описанной выше физике зелёного луча.


http://trasyy.livejournal.com/856639.html

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Газовая стратегия, Славнефть


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

topneftegaz: Нефте- и газопереработка «ЛУКОЙЛа». Тор-10

Нефтяная компания «Лукойл» имеет в своем владении нефтеперерабатывающие заводы общей мощностью 58 млн т нефти в год, два мини-НПЗ и газоперерабатывающие заводы. Какими именно объектами представлена нефте- и газопереработка компании?

1. Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез — предприятие топливно-масляного профиля в г. Кстово Нижегородской области, введёно в строй в 1958 году, входит в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» с конца 2001 года. Мощность предприятия — 17 млн тонн.
2. Лукойл-Пермнефтеоргсинтез (ПНОС) — находится в Перми. Запущено в 1958 году. Компанией «Лукойл» приобретено в 1991 году. Мощность предприятия составляет 12,4 млн тонн.
3. Лукойл-Волгограднефтепереработка — предприятие топливно-масляного профиля в г. Волгограде, введёно в строй в 1957 году, входит в состав ОАО «ЛУКОЙЛ» с 1991 года. Мощность — 11 млн тонн.
4. Лукойл-Ухтанефтепереработка — предприятие находится в г. Ухта. Введено в строй в 1934 году, в 2000 году приобретено компанией «Лукойл», мощность — 3,7 млн тонн.
5. Лукойл-Одесский НПЗ. НПЗ находится в г. Одесса, запущен в эксплуатацию в 1937 году. 1999 — год приобретения предприятия компанией «Лукойл». Мощность — 2,8 млн тонн.
6. Лукойл Нефтохим Бургас — находится в Бургасе (Болгария). 1964 — год запуска предприятия. В 1999 году было приобретено компанией «Лукойл». Мощность — 8,8 млн тонн.
7. Petrotel-LUKOIL. Находится в г. Плоешти (Румыния). 1904 — год запуска предприятия. 1998 — в этом году «Лукойл» приобрел предприятие. 2,4 млн тонн — мощность предприятия.
8. ISAB. Находится в Приоло Гаргальо (Сицилия). 1975 — год основания предприятия. В 2008 году «Лукойл» приобрел 49% акций этого предприятия. Мощность — 16 млн тонн.
9. TRN — Флиссинген (Нидерланды). В 1973 году запущен в эксплуатацию. В 2009 году компания «Лукойл» приобрела 45% акций предприятия. Мощность — 7,9 млн тонн.
10. Усинский ГПЗ. Находится в Республике Коми, г.Усинск. Выпускаемая продукция: химическая продукция, лакокрасочные материалы, резинотехнические изделия.
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7842

Испания одобрила добычу нефти в водах у Канарских островов

28.03.2012

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5590

19.03.2012
Испания планирует в течение двух лет начать добычу нефти на офшорных месторождениях у Канарских островов. Это позволит Испании, которая сейчас импортирует практически всю необходимую ей нефть, увеличить собственную добычу в 50 раз — если только местным канарским властям не удастся остановить этот проект, как они уже сделали это в 2004 году.

В пятницу испанское правительство одобрило нефтеразведку у берегов Канарских островов. Предварительная разведка, которая проводилась в 2001–2004 годах, позволила обнаружить несколько месторождений к востоку от острова Лансароте неподалеку от морской границы с Марокко.

Эти месторождения могут стать крупнейшими на территории Испании. Как сообщают The Wall Street Journal и Agence France-Presse со ссылкой на источники в отрасли, уровень добычи на этих месторождениях может достигнуть 100 тыс. баррелей в день, что соответствует около 10% ее импорта. Сейчас Испания добывает только 2 тыс. баррелей в день и вынуждена импортировать около 99% потребляемой ею нефти, при том что экономика страны находится в состоянии рецессии, а уровень безработицы превышает 20%. По подсчетам предыдущего правительства Испании (которое было распущено после выборов в ноябре 2011 года), повышение цены на нефть на €10 увеличивает нагрузку на бюджет на €6 млрд.

Разведкой месторождений у Канарских островов будет заниматься СП, в котором 50% принадлежит испанской Repsol YPF S.A., еще 30% — австралийской Woodside Petroleum Ltd, и 20% — немецкой RWE AG. В ближайшее время Repsol должна предоставить испанскому правительству отчет о возможных экологических последствиях разработки этих месторождений. Repsol и ее партнеры намерены приступить к бурению уже в течение двух лет. По словам председателя Repsol Антонио Бруфау, этот проект потребует инвестиций в €9 млрд в течение ближайших 20 лет, причем выйти на максимально возможный уровень добычи нефти будет возможно не ранее чем через десять лет.

Планы испанского правительства встречают сильное сопротивление со стороны местных властей на Канарских островах (Канары являются автономной областью в составе Испании). Они опасаются, что нефтеразработки нанесут урон туристическому бизнесу Канар — сейчас эти острова ежегодно посещают около 9 млн туристов. В 2004 году, когда у власти была консервативная Народная партия, местным властям уже удалось заблокировать разведку этих месторождений через Верховный суд. В этот раз глава правительства Канарских островов Паулино Риверо заявил на пресс-конференции, что его правительство будет использовать все законные средства, чтобы не допустить начала разработки нефтяных месторождений у острова Лансароте. «Экономический актив Канарских островов — это солнце, пейзажи, белые песчаные пляжи и кристально чистая вода. Это совершенно несовместимо с нефтедобычей»,— добавил представитель правительства Канарских островов Фернандо Риос Руль.
http://www.kommersant.ru/doc/1896137


http://en.wikipedia.org/wiki/Canary_Islands
Website: Gobierno de Canarias

Блог начат 17/12/2011
http://no0ilcanarias.wordpress.com


http://no0ilcanarias.wordpress.com/2012/03/09/press-0903/


http://no0ilcanarias.wordpress.com/2012/02/12/repsol-3/

19.03.2012
Лицензию на добычу получила испанская нефтегазовая компания Repsol. Через два года она начнет бурить скважины в 60 километрах к востоку от популярного острова Лансароте.
http://www.ntv.ru/novosti/280273

06.02.2012
Высокие цены на нефть и эмбарго на поставки нефти из Ирана вынуждают испанские власти начать разработку крупнейшего месторождения нефти вблизи Канарских островов – Лансароте (Lanzarote) и Фуэртевентура (Fuerteventura), сообщает в воскресенье испанская газета La Razon.

Речь идет о разработке девяти нефтегазовых блоков, которые были открыты в 2002 году на морском шельфе вблизи Канарских островов испанской нефтяной компанией Repsol.

По оценкам специалистов, залежи нефти занимают площадь в 6,1 тысячи квадратных километров, а ее запасы составляют около одного миллиарда баррелей. Разработка нового нефтяного месторождения позволит Испании покрыть внутреннее потребление нефти на 11-15% в ближайшие 30 лет. Ежесуточно здесь планируется добывать от 140 тысяч до 150 тысяч баррелей нефти.

В 2004 году испанский парламент принял решение приостановить работы по освоению этого нефтяного месторождения из-за опасности навредить экологии известного испанского курорта на Канарах, где международный туризм является основной статьей дохода для местных жителей.

“Испания не может продолжать и дальше отказываться от эксплуатации крупнейшего нефтяного месторождения в условиях экономического кризиса и высочайших цен на нефть”, – заявил миниcтр промышленности, энергетики и туризма Испании Хосе Мануэль Сориа (Jose Manuel Soria).

Испания своей нефти почти не имеет, поэтому на 98% зависит от крупнейших нефтяных монополий мира. В настоящее время крупнейшими поставщиками нефти в Испанию являются Иран (15%), Саудовская Аравия (14%), Россия (12%) и Мексика (10%).

По информации испанской газеты, МИД Испании намерен ближайшее время провести серию переговоров с Марокко с целью снятия спорных вопросов по разработке крупнейшего месторождения нефти, так как оно находится в 200-мильной экономической зоне интересов этой африканской страны.

Дело в том, что Марокко в одностороннем порядке объявили, что район нового месторождения нефти входит в так называемую экономическую зону шириной до 200 морских миль от марокканского побережья. В соответствии с Конвенцией ООН по морскому праву 1982 года, прибрежное государство в экономической зоне имеет суверенные права на разведку, разработку и сохранение природных ресурсов. С другой стороны месторождение находится в 50 километрах от испанских островов Лансароте и Фуэртевентура, поэтому Испания также имеет равные права на эту экономическую зону.

Как пишет издание, испанские власти хотят предложить марокканцам компромиссный вариант, согласно которому следует поделить 200 мильную зону и вести совместную разработку
http://energo-news.ru/archives/89325

150 тысяч баррелей нефти/день = 7.47 млн./ т.год

Другие испанские оффшорные проекты

Spain Earthquake Information

Фрагмент карты эпицентров землетрясений

Топ-10 крупных нефтедобывающих месторождений «ЛУКОЙЛ»

Более половины запасов нефти «ЛУКОЙЛа» сконцентрировано в Западной Сибири. Основным оператором добычи является ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе. 100% акций предприятия принадлежит ОАО «ЛУКОЙЛ» и является крупнейшим его активом. Около половины запасов природного газа находится в месторождениях, расположенных на Гыданском полуострове (Ямало-Ненецкий автономный округ).
Всего у компании насчитывается 10 крупных нефтедобывающих месторождений.

1. Тевлинско-Русскинское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 88 км к северу от г. Сургут. Открыто в 1971 году. Освоение началось в 1986 году. Запасы нефти 1,5 млрд. тонн.
2. Ватьёганское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 140 км к северо-востоку от города Сургут и в 30 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1971 году. Получило название по реке Ватьёган. Освоение началось в 1983 году. Запасы нефти 1,3 млрд. тонн.
3. Повховское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 170 км к северо-востоку от г. Сургут и в 75 км к востоку от Когалыма. Открыто в 1972 году. Освоение началось в 1978 году. Запасы нефти 0,8 млрд. тонн.
4. Покачёвское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 100 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1970 году. Освоение началось в 1977 году. Запасы нефти составляет 350 млн. тонн.
5. Южно-Ягунское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 165 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1978 году. Освоение началось в 1982 году. Запасы нефти 0,5 млрд тонн.
6. Харьягинское. Расположено в Ненецком автономном округе в посёлке нефтяников Харьяга. Общие запасы нефти оцениваются в 160,4 млн тонн, в контрактной зоне — 97 млн тонн.
7. Когалымское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 120 км к северо-востоку от г. Сургут. Открыто в 1972 году. Освоение началось в 1985 году. Запасы нефти составляют 0,5 млрд. тонн.
8. Памятно-Сасовское. Расположено в Волгоградском областе. Открыто в 1990 году. Освоение началось в 1990 году. Запасы нефти составляет 80 млн. тонн.
9. Урьевское. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 75 км к северо-западу от г. Сургут. Открыто в 1971 году. Освоение началось в 1978 году. Запасы нефти составляет 300 млн тонн.
10. Усинское. Расположено в Коми. Открыто в 1963 году. Освоение началось в 1973 году. Запасы нефти составляет 350 млн. тонн.
http://www.topneftegaz.ru/analisis/view/7840

Эластичность добычи нефти в Саудовской Аравии

Мэттью Миллар, http://www.armoredwolf.com
Выдержки из статистического исследования
02.02.2011

Не секрет, что мировое производство легко извлекаемой нефти (называемой также традиционной) вышло на плато ещё в 2005 году, когда цены на «чёрное золото» росли. Многие ожидали, что производители отреагируют на повышение цен ростом добычи, но его не произошло. Саудовская Аравия – «король» традиционной нефти – за пять лет не увеличила добычу. В период с 2005 по 2008 гг. производство нефти в Саудовской Аравии только сокращалось, несмотря на то, что цены за этот промежуток удвоились!


Почему в период резкого роста цен 2005–2008 гг. добыча нефти Саудовской Аравией падала?

Сему факту придумали множество объяснений. Одни наблюдатели сообщали, что Саудовская Аравия придерживала нефть в качестве оружия, необходимого для того, чтобы дисциплинировать остальных членов ОПЕК. Чтобы неповадно было! Другие объясняли, что предлагаемая Саудовской Аравией нефть не подходит по свойствам для имеющихся в мире нефтеперерабатывающих заводов (хотя ранее подходила). Третьи рассуждали, что добычу нефти нельзя было нарастить, не повредив северную часть месторождения Гавар. Не пытаясь разобраться в конкретных причинах, я решил проанализировать статистику поставок нефти из Саудовской Аравии. За основу я взял данные IEA, исключая шельфовую добычу в нейтральной зоне, которая ведётся в незначительных количествах и общей картины никак не меняет.

Говорят диаграммы рассеяния
Для исследования статистической зависимости между двумя видами данных часто используют метод линейной регрессии, который, для наглядности, дополняют диаграммами рассеяния. И вот что нам рассказали такие диаграммы о добыче нефти Саудовской Аравией.
1. Объёмы добычи живо откликались на ценовые пики 1990 г. (война в Ираке), 2000 и 2003 г. (вторая война в Ираке). Ценовая эластичность производства нефти в течение этих эпизодов составляла 100–200 тыс. баррелей в день на доллар.

С января 1989 г. по февраль 1991 г.

Январь 1989 г. – февраль 1991 г. Война в Заливе. Как и следовало ожидать, предложение саудовской нефти резко отреагировало на цену: ценовая эластичность производства нефти равна 214 тыс. барр. в сутки.

С ноября 1999 г. по октябрь 2001 г.

Ноябрь 1999 г. – октябрь 2001 г. Рост добычи вслед за ценовым шоком 2000 года оказался довольно значительным. Цены впервые с 1990 г. вышли вверх за ценовой диапазон 15–25 долл. Ценовая эластичность производства нефти оказалась равна 133 тыс. барр. в сутки. на долл. ОПЕК сдвинула целевой диапазон на новый уровень: 22–28 долл. за баррель.

С мая 2002 г. по октябрь 2003 г.

Май 2002 г. – октябрь 2003 г. Вторая война в Заливе. Ценовая эластичность производства снова высока (195 тыс. барр. в сутки на долл.). По окончании военного эпизода добыча была сокращена до 8,6 млн барр. в сутки, цены быстро стабилизировались.

2. С 2003 по 2005 год ценовая эластичность производства нефти несколько снизилась.

С октября 2003 г. по июнь 2005 г.

Октябрь 2003 г. – июнь 2005 г. Цены выходят за заданный ОПЕК диапазон (диапазон ОПЕК постепенно улетучивается из всеобщей памяти). Примечательно, что в этот период ценовая эластичность производства нефти равна всего лишь 63 тыс. барр. в сутки. на долл. Пресса обсуждает вопрос: Саудовская Аравия не хочет или не может производить более 9,8 млн барр. в сутки?

3. С 2005 до 2007 г. коэффициент находится в отрицательной зоне, что означает, что добыча сокращается по какой-то иной причине, независимой от цены.

С июня 2005 г. по февраль 2007 г.

4. Ценовая эластичность производства нефти с 2007 г. до 2008 г. (включая знаменитые пик и крах) снова возвращается в положительную зону, но теперь располагается на гораздо более низком уровне.

С февраля 2007 г. по февраль 2009 г.

Февраль 2007 г. – февраль 2009 г. В этот период восстанавливается положительный наклон кривой. За отмеченный интервал Саудовская Аравия добавляет 1 млн барр в сутки, но при этом ценовая эластичность оказывается ниже плинтуса (17 тыс. барр. в день на долл.). Спрашивается, что происходит? Саудовская Аравия целенаправленно сужает коридор и снижает эластичность производства? Или, возможно, она качает по максимуму и больше уже не может?

5. С 2009 года и по настоящее время добыча нефти Саудовской Аравией росла с ценой, но эта закономерность проявлялась крайне слабо.

С февраля 2009 г. по ноябрь 2010 г.

Февраль 2009 г. – ноябрь 2010 г. В этот период ценовая эластичность производства падает ещё ниже и достигает уровня 9 тыс. барр. в день на долл. Примечательно, что все квоты остаются на прежних уровнях. Саудовская Аравия реагирует изменением добычи на меняющиеся цены, но в гораздо меньшей степени, чем раньше.

6. Проверка гипотезы падающей добычи. Предположив, что нефтяные поля Саудовской Аравии вошли в фазу падающей добычи, с 2005 года я ввёл поправочную величину, равную +20 тыс. барр. в день для каждого очередного расчётного периода (месяц). Получилась следующая диаграмма.

Расчётный сценарий для проверки гипотезы, 2005–2010 гг.

С учётом поправки на падение добычи статистическая закономерность 2005–2010 гг. снова демонстрирует нормальную эластичность производства нефти в зависимости от её цены. Гипотеза верна.
Новая парадигма: падающая добыча
Производство нефти в Саудовской Аравии начиная с 2005 года ежегодно снижается на (примерно) 0,24 млн барр. в сутки – независимо от цены нефти.
Далее я попробовал на основе статистических данных по эластичности производства за два последних года оценить текущие свободные добычные мощности Саудовской Аравии. Я получил примерно 0,7 млн барр. в сутки при ценах нефти до 125 долл. за баррель.
http://www.oilru.com/likbez/read/93/

— — — — — — — — —
Моя оценка
Добыча в Саудовской Аравии в 2011 все-таки выросла

http://earlywarn.blogspot.com/2012/03/iranian-vs-saudi-oil-production-history.html

вместе с ценами (цены с января 2011)

http://www.forexpf.ru/chart/brent/

Видимо сказался еще один параметр: объемы бурения

trasyy, фото

Вулкан Анак Кракатау, Индонезия

Пропасть в лесу, Швеция

Река Алатна , Аляска

http://trasyy.livejournal.com/857432.html

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Переработка и торговля


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Новости о нефтесервисе и запасах

Schlumberger готовится сменить руководителя российского подразделения

Одна из крупнейших нефтесервисных компаний в мире может второй раз за год сменить руководителя российского филиала. Официально об отставке Тома Аллана, занимающего этот пост с июля прошлого года, может быть объявлено в ближайшие дни. Среди причин собеседники РБК daily помимо естественной ротации кадров в компании называют снижение числа заказов и то, что среди недовольных клиентов оказалась «Роснефть», поскольку на Ванкорском месторождении падает добыча.

Том Аллан возглавил российское отделение Schlumberger летом прошлого года. Он сменил на посту Мориса Дижоля, занимавшего это кресло на протяжении восьми лет. Главной причиной отставки предыдущего руководителя стал его пенсионный возраст. После ухода из Schlumberger Дижоль вошел в состав совета директоров другого крупного сервисного игрока в России, Eurasia Drilling Company.

О том, что место президента компании по России и странам Центральной Азии в ближайшее время окажется вакантным, РБК daily рассказали сразу несколько источников в отрасли. По словам одного из них, об отставке официально может быть объявлено в ближайшие дни. В Schlumberger отказались комментировать ситуацию.

Собеседник, лояльный компании, говорит, что все дело может быть в привычной для Schlumberger ротации кадров. «Уже после назначения Тома Аллана в Россию в головной компании сменился главный управляющий директор, им стал Пол Кибсгаард. Не исключено, что новая политика компании влечет за собой перестановки и в российском подразделении», — считает он.

Другая версия, о которой РБК daily рассказали участники нефтесервисного рынка: ротация вызвана недовольством одного из крупнейших заказчиков Schlumberger — «Роснефти». Реальные запасы на принадлежавшем ей Ванкорском месторождении не совпали с прогнозами сервисных компаний. Schlumberger, которая за счет передовых технологий бурения должна была выровнять эту ситуацию, со своей задачей не справляется, и добыча на месторождении постепенно начинает падать, поясняет он.

И хотя строительство сервисного центра Schlumberger на Ванкоре началось еще при руководстве Мориса Дижоля, самая активная стадия работ пришлась на время Тома Аллана. В «Роснефти» и Schlumberger от комментариев отказались.

Сейчас показатели добычи на Ванкорском месторождении не сильно отличаются от запланированных, отставание по реализации в рамках допустимого, отмечает аналитик «Тройки Диалог» Валерий Несторов. Но показатели добычи и показатели эффективности нефтесервиса — это разные вещи, поясняет он. Оценивать эффективность буровых работ можно не только по количеству извлеченной в итоге нефти, но и по затратам компании, и по качеству предоставляемых услуг.

«В последнее время количество заказов Schlumberger на российском рынке начало снижаться. Это может быть следствием того, что российские добывающие компании начали больше доверять отечественному сервису, но вину за это вполне могли переложить и на управленческие качества Тома Аллана», — предполагает президент «Союзнефтегазсервиса» Игорь Мельников.

По его словам, в последнее время Schlumberger ведет менее агрессивную политику по отношению к локальным игрокам. «Если новый руководитель поддержит эту тенденцию, будет готов договариваться, то у компании есть все шансы остановить негативный тренд», — говорит г-н Мельников. Он также напоминает, что в начале марта с поста генерального управляющего директора в другой нефтесервисной компании, «Интегре», также был отправлен в отставку ставленник Schlumberger Антонио Кампо. Результаты его руководства экспертным сообществом оцениваются весьма неоднозначно, за это время была проведена реструктуризация компании и весьма масштабная распродажа активов. «Вообще кадровая чехарда никогда не идет на пользу компании», — резюмирует Игорь Мельников.
http://www.rbcdaily.ru/2012/03/28/tek/562949983382410

В последнее время российские месторождения нередко не дотягивают до ожиданий нефтяников. Вчера о переоценке запасов на одном из трех российских СРП‑проектов — Харьягинском месторождении — объявила французская Total. В результате на пике добычи участники проекта недосчитаются более 1 млн т нефти в год, а сам максимум будет достигнут на пять лет позже запланированных сроков.
Максимальный уровень добычи на Харьягинском месторождении снижен почти на 40%, заявил вчера главный геолог «Total Россия» Рено Гоше на конференции «Шельф России 2012». В соответствии с новым прогнозом пик добычи на месторождении составит всего 1,9—2,0 млн т нефти и может быть достигнут в 2017—2018 годах.

Ранее выход месторождения на максимальный уровень добычи в 3,2 млн т в год Total ожидала в 2013 году, однако осуществлению плана помешала переоценка запасов на месторождении. «Это был агрессивный план, и тогда (после выхода на пик добычи в 3,2 млн т. — РБК daily) было бы сразу значительное снижение добычи нефти», — пояснил г-н Гоше (цитата по Reuters). В текущем году на Харьягинском месторождении будет добыто около 1,5 млн т нефти, уточнил он (в 2011 году — 1,4 млн т).

Харьягинское месторождение — один их трех российских проектов, разрабатываемых на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) (остальные два — «Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Оператором проекта выступает Total (доля — 40%), ее партнеры по разработке — норвежская Statoil (30%), «Зарубежнефть» (20%) и Ненецкая нефтяная компания (10%). Суммарные запасы нефти на месторождении ранее оценивались в 160 млн т, в контрактной зоне — 97 млн т.

По оценке директора департамента due diligence «2К Аудит — Деловые консультации/Морисон Интернешнл» Александра Штока, существенного отрицательного влияния на компании это не окажет, фактически меняется лишь стратегия разработки проекта. «Сейчас речь идет о более планомерной разработке, снижен максимальный объем, однако новые максимумы будут удерживаться дольше: по предварительным оценкам, добыча на уровне 2 млн т будет удерживаться в течение пяти лет», — поясняет эксперт.

За последнее время это уже не первый случай снижения запасов на российских месторождениях. В прошлом году запасы по Южно-Хыльчуюскому месторождению пересмотрел ЛУКОЙЛ: в результате ошибки геологов они были снижены почти втрое — с 0,5 до 0,14 млрд барр., писала ранее РБК daily. Убытки от списания запасов составили 955 млн долл
http://www.rbcdaily.ru/2012/03/27/tek/562949983369960

— — — — — — — — — — — — — — —

Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе в посёлке нефтяников Харьяга. Общие запасы нефти оцениваются в 160,4 млн тонн, в контрактной зоне — 97 млн тонн.

Инвесторами проекта разработки месторождения являются французская Total (40 %), норвежская StatoilHydro (30 %), а также ОАО «Зарубежнефть» (20 %) и Ненецкая нефтяная компания (10 %), деятельность которой контролирует администрация автономного округа. Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании «Тоталь Разведка Разработка Россия». Утверждённая общая смета разработки Харьягинского месторождения на 2006 год составляет 116 млн долл. против 90 млн долл. в 2005 году.

Месторождение разрабатывается на условиях СРП, которое было заключено в декабре 1995 года сроком на 29 лет с возможностью продления до 33 лет и вступило в силу 12 февраля 1999 года. В марте 2006 года претензии к французской компании предъявило Минприроды РФ. В конце сентября 2006 года Федеральное агентство по недропользованию инициировало процесс пересмотра лицензионного соглашения на разработку Харьягинского месторождения.

В начале 2011 года планируется разработка более 389 кустовых площадок (около 3000 интеллектуальных скважин) с общей стоимостью около 10 млрд долл. Предполагается использование новейших средств программного обеспечения систем АСУТП и Телемеханики с полноавтоматизированным комплексом технического и коммерческого энергоучёта.
Для реализации проекта планируется привлечь более 100 организаций из более чем 20 стран мира.

11 октября 2007 г. ЦКР одобрила технологическую схему разработки месторождения


Зарубежнефть: Харьягинское месторождение

Месторождения нефти и газа НАО
Северо-Харьягинское месторождение
Харьягинское месторождение
Средне-Харьягинское месторождение

Citigroup report. Energy 2020: North America as the new Middle East

http://bittooth.blogspot.com/2012/03/citicorp-energy-projection-gentle-cough.html
Pdf, 92 стр.

В целом ничего особенного. много взято просто из ежегодников EIA.GOV, а о многих, если не о большинстве, прогнозов верно писал Spydell, но некоторые результаты небезинтересны.

— — — — — — — — —
Моя оценка
новое в исследовании:
— США как энергетическая сверхдержава (fig.8)
— прелести «сырьевого проклятия» (fig.73 и др.)
— прелести снижения потребления населением, в т.ч. из-за старения населения, как стимул для промышленности и экономик в целом (fig.72 и др.)

federalspace.ru: Орбитальные фотогалереи

Орбитальная галерея Антона Шкаплерова и Анатолия Иванишина

Южное полярное сияние


http://www.federalspace.ru/main.php?id=397

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Проекты в ЯНАО и на севере Красноярского края


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Европейский газовый рынок

26.03.2012 Средние контрактные цены на российский природный газ на границе Германии в феврале 2012г. увеличились относительно февраля 2011г. на 33,7%, составив 439,9 долл. за 1 тыс. куб. м. Об этом говорится в данных мониторинга Министерства экономического развития РФ за январь-февраль 2012г. со ссылкой на данные Международного валютного фонда. По сравнению с январем 2012г. цена на природный газ снизилась на 0,9%.

По данным Министерства энергетики РФ, добыча газа в России в январе-феврале 2012г. выросла по сравнению с тем же периодом прошлого года на 2% и составила 123 млрд 455,5 млн куб. м. В том числе ОАО «Газпром» за два месяца 2012г. добыло 94 млрд куб. м газа, что на 0,4% больше, чем в январе-феврале 2011г. Поставки российского газа на экспорт за указанный период сократились на 9,8% — до 39 млрд 699,5 млн куб. м.

В феврале 2012г. в РФ было добыто 60,238 млрд куб. м газа, что на 5,4% больше показателя февраля 2011г. В том числе Газпром добыл 46 млрд куб. м (рост на 4,4%). Экспорт газа в феврале снизился на 11,5% — до 20,508 млрд куб. м.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20120326160201.shtml

EEX: Record Volume On The Natural Gas Spot Market — More Than 2.5 TWh Of Natural Gas Traded In One Month

Spot trading in natural gas on the European Energy Exchange (EEX) reached a new record in October. With a volume of 2,531,947 MWh (GASPOOL, NCG and TTF market areas) the highest volume ever recorded since the launch of trading was achieved on the Natural Gas Spot Market (GASPOOL and NCG volume in October 2010: 1,010,135 MWh). At 2,418,071 MWh, the last monthly record on the Spot Market was achieved in June 2010.

At in total 4,194 trading transactions, 19 times the number of trading transactions was concluded in this month compared with October 2010 (222 transactions). In the field of the Within-Day products, 2,357 transactions with a volume of 1,389,244 MWh (113,391 MW) were traded on EEX. In the field of the day products, a volume of 1,142,703 MWh (42,802 MW) was traded in 1,837 transactions.

“EEX’s consistent alignment to the demands of the market and the increasing control energy volumes which are traded through the exchange boost the attractiveness of EEX as a gas trading platform for the trading participants“, explains Oliver Maibaum, Managing Director Exchange.

The European Energy Exchange (EEX) develops, operates and connects secure, liquid and transparent markets. EEX holds 50 percent of the shares in EPEX SPOT SE,which operates the Spot Market for Power for Germany, France, Austria and Switzerland. The German and French Derivatives Market for Power is concentrated within EEX Power Derivatives GmbH, a majority-owned subsidiary of EEX with registered offices in Leipzig. Furthermore, EEX offers spot and derivatives trading in natural gas and CO2 emission allowances as well as trading in financial coal futures.EEX Group also includes European Commodity Clearing AG (ECC), the central clearing house for energy and related products in Europe.
http://www.mondovisione.com/media-and-resources/news/record-volume-on-the-natural-gas-spot-market-more-than-25-twh-of-natural-gas/

Рекордный объем торгов 2.5 TWh
тера- (Т) — приставка в системе СИ, обозначающая 10^12 (1 000 000 000 000, один триллион).

а) расчет с использованием Сайта ru.unitjuggler.com
2.5 TWh=2.5*1 000 000 000 KWh = 0.2388458966275 Gm3 NG = 0.24 млрд м3.
Т.е. в год не более 3 млрд м3 (0.24 млрд м3*12=2.88)

б) Расчет с использованием таблицы перевода
Сначала из TWh в Btu (1 kWh=3412 Btu)
2.5TWh=2.5*10^9 kWh
2.5*10^9 kWh*3412 = 8.53E+12 Btu

Затем из Btu в куб.м (1 млрд. куб.м=35.7*10^12 Btu=35700 млрд. Btu, 1 куб.м=35700 Btu)
8.53E+12 Btu/35700 = 238935574.2 куб.м=238 935 574.2 куб.м = 0.238 млрд. куб.м

— — — — — —
Не густо, а как на других биржах?
ICE Dutch TTF Natural Gas Options

ICE Monthly Utility_Report
February highlights
UK Natural Gas futures broke all extant records in February, with record monthly volumes of 938,155 lots, a monthly increase of 31% and a year-on-year increase of 99%. Average daily volumes were a record 44,674 lots, an increase of 31% versus the previous record set in January this year, whilst the contract also established an open interest record at 348,218 lots on 28 February.

Dutch TTF Natural gas futures continued their positive trend in February, with monthly volumes of 15,080 lots, equivalent to 10.9 TWh, and a year-on-year increase of 465%. A series of open interest records were established over the month, until the final monthly record was set at 38,490 lots on 22 February, equivalent to 27.7 TWh.

German NCG Natural Gas futures traded 20 lots in January, which takes the total volume traded to 21,900 lots, equivalent to 15.8 TWh.

EEX: 2.5 TWh = 0.24 млрд. куб. в месяц
German NCG: 15.8 TWh = 1.5168 млрд. куб. в месяц
Dutch TTF:
10.9 TWh = 1.0464 млрд. куб. в месяц
27.7 TWh = 2.6592 млрд. куб. в месяц

При этом не известно, сколько контрактов заканчиваются физической поставкой

О сланцевом газе, моя оценка ситуации

Вынес обсуждение из комментария

Цифры по сланцевому газу (СГ)


я анализировал ранее
И чисто формально при рассмотрении в масштабах США весь СГ можно списать на хитрую статистическо-менеджерскую уловку

_Сланцевый газ можно отнести к газу из литологических ловушек
Дело даже не в типе ловушек, а в типе коллекторов и составе газа: коллекторы нетрадиционные, малопористые, а газ не чисто метановый, а со значительными примесями не УВ-газов

_но технологии добывать его у нас нет.
Технологии практически понятны: бурение по квадратной сетке и гидроразрывы.
В потоке рекламы о сланцевом газе я не увидел двух крайне важных вещей:
а) роль и объемы сейсморазведки и особенно 3D в изучении как формы залежи, так и ее коллекторских свойств
б) результаты ГИС по пробуренным скважинам и их анализ. Ведь бурится много скважин и результаты должны быть статистически значимы.

_ Стоимость добычи этого газа будет снижаться, поскольку его будут добывать на известных месторождениях или на известных газовых проявлениях.
Стоимость газ низкая в США по причине многих факторов:
а) близко к потребителям
б) развитый нефтегазосервис и практически свободный в условиях кризиса. Близость нефтегазосервиса к местам работы: не надо везти оборудование за тысячи километров.
в) колоссальный сдвиг в объемах бурения в 2006-2009 гг. именно на газовые скважины, рост от обычного уровня (до 2002 г.) почти в 3 раза

Бурение на нефть

Бурение на газ

г) низкая ставка по кредитам
д) четыре из пяти формаций сланцевого газа

в пределах основного района нефтегазодобычи в США, есть вся инфраструктура для транспортировки, буквально только подключайся и качай.


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5370

Как видно из диаграммы основная добыча СГ (2/3) приходится на формации Барнетт (Техас) и Хэйнесвилл (Техас, Луизиана), которые расположены в хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнах США.
По степени разведанности сопоставимы, пожалуй, только Россия (Волго-Урал, Зап. Сибирь), Украина (Прикарпатский прогиб и особенно Днепровско-Донецкая впадина) и Китай.

е) именно так, добыча на известных месторождениях или на известных газовых проявлениях в других интервалах глубин позволяет бурить только боковые стволы и проводить гидроразрыв, остальное все уже есть.

World Energy Council: Survey of Energy Resources 2010

http://www.worldenergy.org/publications/3040.asp
http://www.worldenergy.org/documents/ser_2010_report_1.pdf

World Energy Council (WEC)
Founded 1924
Headquarters London, UK
The idea for the foundation of WEC came from Daniel Nicol Dunlop in the 1920s. He wanted to gather experts from all around the world to discuss current and future energy issues. He organised in 1923 first national committees, which organised the first World Power Conference (WPC) in 1924. 1700 experts from 40 countries met in London to discuss energy issues. The meeting was a success and the participants decided on July 11, 1924 to establish a permanent organisation named World Power Conference. Dunlop was elected as its first Secretary General. In 1968 the name was changed to World Energy Conference and in 1992 it became the World Energy Council.
Today, WEC has Member Committees established in over 90 countries, which represent over 3000 member organizations including governments, industry and expert institutions.
http://en.wikipedia.org/wiki/World_Energy_Council

«Атомная энергетика в Казахстане: за и против»

Из стенограмм казахстанского Клуба Института политических решений
26.04.2011 г.
http://www.ipr.kz/images/kipr/2011kipr.zip
стр. 8-10

Серикжан МАМБЕТАЛИН, партия зеленых «Руханият», спикер:
За последний год в Казахстане появилось три проблемы:
1. Строительство атомной электростанции;
2. Размещение банка ядерного топлива в Казахстане;
3. Призывы некоторых ученых к необдуманному и необоснованному возврату земель Семипалатинского ядерного полигона в сельскохозяйственное пользование.

Зеленые выступают против этих трех инициатив.
Сегодня обсуждается вопрос строительства АЭС в Актау, поэтому я хотел бы немного рассказать о нашем видении этого строительства. Мангистау в свое время был полуостровом, на который в конце 70-х годов пришло Министерство среднего машиностроения Советского Союза и построило там энергокомбинат, который многие ошибочно называют атомной электростанцией. На самом деле это Мангистауский энергокомбинат, который ничего общего с АЭС не имеет, это завод по производству оружейного плутония, который снабжал всю советскую армию. Там никогда не было АЭС. Но там есть залежи урановой руды, которая добывалась в советское время. С распадом Советского Союза вся утилизация урана происходит не самым луч-шим образом. Через много лет после того, как построили МАЭК, Мангистау стал центром нефтегазовой отрасли Казахстана. Это географический тупик и если поставить туда атомную электростанцию, оттуда нельзя будет подать электроэнергию для остальных потребителей в Казахстане и про-дать ее на экспорт. С экономической точки зрения это совершенно неоправданно.

Очень мало информации о планируемом строительстве АЭС. Нам известно лишь, что эту станцию лоббируют Школьник (Казатомпром), Живов (АРМЗ) и Кириенко (Росатом). При всем этом министерство экологии Казахстана открыто поддержало строительство АЭС, не знаю, чем это мотиви-рует министр экологии, но я думаю, что после этого он не может называться министром экологии. Есть версия, что есть достаточно специалистов-ядерщиков, научная база, но на самом деле МАЭК – это предприятие, существовавшее в Советском Союзе, которого уже нет. Казахстан не имеет никакого отношения к МАЭКу, поэтому надо забыть эту причину, как одну из причин строительства АЭС. Что касается самого реактора, то предлага-ется такой реактор, который до сих пор еще нигде в мире не был испробован на гражданских атомных станциях. Реактор называется ВБЭР-300, он применяется на атомных подводных лодках. При нынешнем уровне коррупции чиновников, мы не можем говорить ни о какой безопасности при строительстве АЭС.

Позиция зеленых – развивать альтернативные источники энергии. Атомные электростанции, технологии – прошлый век. Мир уже давно ушел от атомной технологии. У нас есть все возможности развивать ветровые, солнечные, малые ГЭС, начать с того, чтобы принять государственную про-грамму энергосбережения, прекратить варварскую добычу урана, внедрить механизмы Киотского протокола, создать агентство по развитию альтерна-тивных источников. Почему у нас агентство по атомной энергетике есть, а по развитию альтернативной энергии нет? Это может быть отдельный комитет или структура при больших нефтяных компаниях, которыми может заниматься «КазМунайГаз», но только не «Казатомпром», у которого совсем другие интересы. Поэтому, когда говорят, что «Казатомпром» занимается развитием альтернативных источников энергии, это просто неправ-да. Зеленые будут настаивать на проведении общенационального, общереспубликанского референдума, к организации которого, я думаю, присоеди-нятся и другие партии.

Марат ШИБУТОВ, Ассоциация приграничного сотрудничества, спикер:
Большинство областей Казахстана являются энергодефицитными (Рис. 1).

Часть областей имеет более или менее сбалансированную структуру энергобаланса, и единственная область, которая имеет профи-цит, – это Павлодарская область, Экибастуз. Мангистауская область полностью на своих собственных ресурсах, но следует отме-тить, что с 2003 по 2009 год энергопотребление здесь возросло в 1,5 раза.

В 2014-2015 годах у ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 МАЭКа, построенных еще в 60-х годах, начнет падать технологический ресурс, соответствен-но и мощность (Рис. 2).

Примерно к 2018-2020 годам производство снизится до 600 мегаватт, что, в принципе, вызовет для Актау энергетическую катастрофу, учитывая то, что на электроэнергию посажена питьевая вода, отопление и т.д.

Сейчас в Мангистауской области газа нет. Падение добычи газа достаточно большое, в настоящее время МАЭК работает на тенгизском газе по специальному соглашению. Большинство недро-пользователей уже закончило программу утилизации газа, то есть газ у них идет либо на газотурбинные станции для внутреннего электроснабжения, либо закачиваются в пласт.

В мире с 50-х годов 20-го века работают 442 реактора. На апрель 2011 года только две аварии оценены по максимальному, 7-му уровню (Чернобыль и Фукусима-1), и одна по 6-му (авария на ПО «Маяк»). За всю историю атомной энергетики в авариях на АЭС погибло где-то 475 человек. На уголь-ных станциях – на порядок больше.

Реактор ВБЭР-300 является совместным, казахстанско-российским. Его сегодня ис-пользуют уже на ледоколах и на судовых реакторах. Уровень безопасности реактора, который стоит на движущемся объекте или на ледоколе, на порядок выше, чем у стоя-щего на стационарном, недвижущемся зда-нии. Это реактор, рядом с которым люди работают. Атомная подводная лодка «Курск» взорвалась из-за взрыва торпеды, а реактор, согласно норвежским сведениям, был безопасен.

АЭС стоит около 2 млрд. долларов, топливная составляющая – 20-30 млн. долларов ежегодно, стоимость вывода из эксплуатации – около 300-500 млн. долларов. ГТС стоит около 700 млн. долларов, топливная составляющая – 150 млн. долларов (при стоимости газа 150$).

Топливная составляющая за 60 лет: АЭС – 1,5 млрд. долларов, ГТС – 9 млрд. долларов.
Человек, который летает на самолетах, ходит в больницу, делает рентген зубов, костей, получает гораздо боль-ше излучения, чем тот, который проживает в районе АЭС.
Отработанное ядерное топливо сначала хранится на АЭС, затем оно продается в страну, владеющую технологиями переработки, так как мы не имеем таковой. Это стоит очень дорого, топливо будет продаваться во Францию, Россию, Великобританию или США.

На большей территории Казахстана скорость ветра не является достаточно большой, чтобы можно было эксплуатировать промышленную ВЭС. Основная проблема использования ВЭС – это асинхронность. ВЭС хороши для отдельно изолированных объектов, для месторождений, маленьких поселков и т.д.
Ночью солнца нет, поэтому необходима дублирующая система. Также может быть зависимость от освещения и песчаных бурь. Сейчас стоимость солнечной электро-энергии составляет от $0,15 до $0,50 за кВт*ч (в среднем ─ $0,25 за кВт*ч). По мнению Европейской Ассоциации Фотовольтаики (EPIA), к 2020 году стоимость электроэнергии, вырабатываемой солнечными система-ми, снизится до уровня менее 0,10 €/ за кВт*ч для про-мышленных установок и менее 0,15 €/ за кВт*ч для установок в жилых зданиях. Максимум к 2020 году стоимость электроэнергии снизится до 20 тенге.

Казахстанцы работают на БН-350, который гораздо опаснее. Реактор ВВР-К исследовательский в Алматы работает с 1967 года, ИВГ.1М – с 1971г. На всех этих реакторах работают люди. Если кто-то говорит, что казахстанцы необучаемые, то это, в принципе, уже звучит как оскорбление.
Теперь о банке ядерного топлива (БЯТ). Это в первую очередь – инструмент политического и экономического влияния. Наличие БЯТ обеспечит воен-ную безопасность РК и вмешательство международных сил в разных случаях.

Был такой тезис, что БЯТ только для РК. На самом деле проект БЯТ находится под большим вопросом и, возможно, его заберет Великобритания или Россия.

Руслан ДЖУСАНГАЛИЕВ, Республиканский центр кризисной экономики:
Без атомной электроэнергии Казахстан в ближайшие семь лет энергетически не выживет. Сегодня энергетика технологически шагнула достаточно далеко, единственное, в чем я поддерживаю партию зеленых «Руханият», – это то, что необходимо проведе-ние публичных, но научное обоснованных слушаний.
Вопрос атомной энергии – исключительно вопрос тарифа. На сегодняшний момент, если мы будем топить только газом, тариф для населения будет неподъемным. Если мы сейчас с вами закроем весь уголь, атом, выполним все экологические нормы, которые требуют от нас партия зеленых, то населению Казахстана нечем будет питаться, потому что все заработанное придется отдать за энергетический тариф.
В силу того, что энергопотребление на территории Казахстана неравномерно, необходимо строительство нескольких малых станции, а не одной крупной.

Антон БАЧУРИН, КазНИИ энергетики имени академика Ш.Чокина:
Атомная электростанция отличается от тепловой наличием реактора, вся схема практически та же самая. Энергетическая и тепло-вая схемы идентичны.

Возобновляемые источники энергии абсолютно нельзя расценивать как одну цель. При строительстве ВЭС возникает ряд про-блем: асинхронность, амплитуды ветра, переменный ветер, сейсмика и т.д. Решать эти проблемы очень дорого и себестоимость электроэнергии очень высокая. Я за развитие ВЭС, но ВЭС – это для покрытия пиковой нагрузки, а есть базовая нагрузка, это разные вещи. Для покрытия базовой, я считаю, другого источника, кроме атома, нет.

Серик КОЖАХМЕТОВ, Институт высоких технологий при НАК «Казатомпром»:
Атомная отрасль выполняет свою функцию в рамках всех энергетических отраслей Казахстана, то есть обеспечивает экологиче-скую, техническую компетентность в этой области. Игнорировать, что в мире генерируется более 15% объема общей энергии в этой сфере, нельзя и неразумно. Мы, стремясь на глобальный рынок, должны владеть этими компетенциями. Тем более предпо-сылки в виде огромного доступа к очень дешевому эффективному сырью есть.

Входя в глобальное общество, не можем отказать стране в научно-технологическом развитии. Нужно ужесточить требования безопасности и максимально вовлечь общество в то, чтобы все инциденты были действительно открыты, вся технологическая мощь мира могла как можно быстрее прийти в качестве конструктивной помощи там, где эти инциденты могут произойти.

Я позволю себе уточнить, что основная вредность идет от радона, которого гораздо больше в концентрациях, сопутствующих угольным и нефтегазо-вым месторождениям.

Александр ДАНИЛЕНКО, Инжиниринговая фирма «Oriental Co. Ltd»:
Прежде всего мы должны подумать о нашей стране. Если бы здесь не было природных ресурсов, мы не были бы интересны. Но у нас все 74 элемента таблицы Менделеева. Чтобы эти элементы работали на экономику Казахстана, нам нужна энергетика. Энерге-тика, прежде всего, может базироваться на двух энергоносителях – нефти и уране. В Казахстане практически самый большой за-пас урана. Наша страна вышла на производство химических концентратов природного урана, но он не работает на экономику Казахстана. Потому что мы не можем его использовать сейчас, отправляем его далеко за границу. Сырьевые ресурсы надо исполь-зовать рационально, на интересы страны и народа. Другой вопрос: «Как?». Это чисто инженерная работа. Что бы ни говорили о подводной лодке «Курск», нужно отметить, что она показала надежность своей энергетической установки. Касательно подземного выщелачивания урана, я считаю, что это наиболее эффективный способ. Для этого снизу и сверху ищется постилающий слой, чтобы создалась гидро-изоляция – добыча нашего урана идет на глубинах 600-700 метров.

Мейрамбек БАЙГЕЛЬДИ, Ассоциация предприятий индустрии и новых технологий РК:
То, что мы будем строить атомные электростанции, однозначно. В течение пяти лет – 125 заводов и фабрик на 49 миллиард долла-ров. Это уже согласовано с правительством, у нас есть инвестор на 300 млрд. долларов.
Почему мы выбрали атомные электростанции? Мы сравнили буквально все, что у нас есть в Казахстане и самое выгодное – это АЭС, она перспективная, безотходная и безвредная.

trasyy: Пейзажи Казахстана

Фотографии Карагандинской и Восточно-Казахстанской областей.


http://trasyy.livejournal.com/855495.html

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Новые месторождения


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Энергетические считалочки

Считалочки на тему Потребление некоторых энергоресурсов в России и Европе

Автор приводит свои новые таблицы
общее внутреннее потребление природных и возобновляемых энергоресурсов
структура потребления природного газа
конечное потребление электроэнергии

И приходит к парадоксальным выводам, что в России среднедушевое потребление нефти, газа угля и электроэнергии превосходит большинство стран ЕС, включая Францию, Германию, Великобританию.

— — — — — —
Подобный калькуляционный артефакт был достигнут за счет использования разнородной статистики.
При этом не рассматривался параметр «Тotal primary energy consumption»
Подборка однородных энергетических сравнений
http://iv-g.livejournal.com/615334.html (Источник данных: Всемирный банк)

BP Statistical review of world energy 2011

СIA. World Factbook

List of countries by total primary energy consumption and production (Источник данных: Eia.gov)

дает другие результаты:

Как пример, потребление природного газа в России в 2008 в mln toe
berserk-spb (gks.ru) — 523.2
СIA. World Factbook — 414,100,000,000 куб. метров = 372.69 mln toe (2010)
1 млрд. куб. м=0.9 mln toe

BP Statistical review of world energy 2011 — 416 млрд. куб. м (2008), 414 млрд. куб. м (2010)

Eia.gov — 14,961 млрд. куб. футов (2010) = 418.91 млрд. куб.
1 куб.фут=0.028 куб.м

РИА-Аналитика. Аналитический бюллетень
Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы итоги 2010 года, стр. 47

2007 — более 460 млрд. куб.
2008 — более 450 млрд. куб.
2009 — более 420 млрд. куб.
2010 — 501.4 млрд. куб.

Очень похоже на то, что при преобразовании из млрд. куб. в mln toe делили (gks.ru), а не умножали на коэффициент 0.9:
Потребление для 2008 г. — 450 млрд. куб. (РИА-Аналитика)
450 млрд. куб.*0.9 = 405 mln toe, что близко к BP и EIA
450 млрд. куб./0.9 = 500 mln toe, что близко к цифре 523.2

Поскольку, если следовать таблице gks, то в 2008 г. было добыто природного газа
764 mln toe = 764/0.9 = 848.9 млрд. куб метров.

Себестоимость сланцевого газа в Китае $370

Оригинал Себестоимость сланцевого газа в Китае $370

 Учитывая более сложную геологию китайских месторождений (в частности, если в США основная часть запасов находится на глубине 2-4 км, то в Китае – около 6 км) можно ожидать, что себестоимость добычи в Поднебесной окажется не менее 10-12 долларов за 1 млн БТЕ (примерно 370 долларов за 1 тыс. кубометров). В пользу этих расчётов говорит и то, что примерно во столько же (350 долларов за 1 тыс. кубометров) прогнозируется себестоимость извлечения сланцевого газа в Польше. Для сравнения, импортируемый туркменский газ, цена на который, по всей видимости, также привязана к нефтяным котировкам, обходился Китаю в январе этого года примерно в 2 юаня за 1 кубометр (около 320 долларов за 1 тыс. кубов или 9 долларов за 1 млн БТЕ)."
http://www.oilru.com/news/308228/

А ведь еще совсем недавно Китай хотел от газпрома газ по $250, судя по туркменской цене с этой мечтой в Китае попрощались.
Кстати если говорить о сланце, Chesapeake Energy отчитался о прибыли в $1.7 млрд за 2011 год, снова похоже утаив размер списаний по отработавшим вышкам. Интересно на который год заготовлен большой сюрприз инфесторам ? 🙂

spydell: К вопросу о прогнозировании от EIA

Американское энергетическое агентство (EIA) никак нельзя уличить в отсутствии компетенции. Там работают люди, которые имеют доступ в святая святых – к первоисточникам информации, к внутренней иерархии энергетических компаний. Перед агентством через минэнерго отчитываются американские нефте-газовые и энергетические компании. Там работают люди, от которых зависит политика и вектор развития США в энергетике, т.к. именно на основе их аналитики, прогнозов и формируются ключевые решения правительства США относительно энергетики. EIA занимается сбором данных, анализом и выработкой рекомендации для правительства США.

Вне всяких сомнений там профи, которые лучше остальных разбираются во всех внутренних нюансах устройства нефте-газовой и энергетической отрасли, т.к. постоянно имеют прямой контакт с высшим менеджментом и доступ к первичной информации. Их аналитика и статистика непосредственно влияет не только на заявления политиков, но и на международную конъюнктуру в энергетическом секторе.

Но такой вопрос. Можно ли спрогнозировать будущее, обладая лучшими ресурсами (техническими, программными и профессиональными кадрами), превосходно понимая специфику сектора и устройства энергетических компаний, обладая первичной статистикой и имея доступ к инсайдерским переговорам?

Весь комизм и идиотизм прямо перед вами. Итак, понеслась …

Прогноз цен по нефти от начала 2005 года.

Как вы знаете, с 2005 года цены по нефти выросли в 4 (ЧЕТЫРЕ) раза к лету 2008. Но оказывается, что перед самым взлетом нефти они оценивали падение нефти до 2011 года в среднем по 5-10% в год, т.е. ждали около 22-24 баксов в 2010. Они указали цены 2003, если в ценах 2011, то +20% или 26-29 баксов. Ошибка в 3.5 раза, если брать среднегодовые цены. Самое безумие в том, что они не в состоянии не только оценить будущую конъюнктуру, но даже на 1-3 года вперед! И не только номинальные уровни, но даже тренд, направление! Перед самым взлетом цены нефти в 3-4 раза написали прогноз о 5 летнем снижении цен по нефти! Даже в самом оптимистическом варианте (кривая high B price) указывается предельный уровень нефти в 2011 – это 36-37 баксов или 44 бакса в ценах 2011.

Ок, берем прогноз от 2007 года.

Там нет ни одного слова про кризис, но, по крайней мере, угадали тренд аж на 2 года (2008-2009). Цены действительно упали, но уровни по факту оказались совершенно иными. При этом они ожидали тогда снижение цен вплоть до 2013 года на уровень в 50 баксов. Т.е. сейчас по WTI должно быть не 108 баксов, а около 60 (если в текущих ценах привести, там они в ценах 2005 указали). Вновь невероятный промах не только по уровням, но и по тренду.

Они устали прогнозировать падение цен и стали прогнозировать повышение. Вот самый свежий прогноз.

Все очень сильно изменилось. Прогноз 2007 на 2015 год и 50 баксов по нефти? Зачем он нужен? У нас есть прогноз 2012 на 2015 и там уже под 150 баксов!

Как бонус. Прогноз 2000 на 20 лет вперед.

У них тогда калькулятор плохо работал и они тупо рисовали прямые линии. В итоге получите 20 баксов и распишитесь. Хорошо, там в ценах 1998 года. Если в текущих ценах, то прошу умножить на 35% и получим 30 баксов. Где эти 30 баксов на 20 лет?! Покажите!

Рыдал, когда смотрел прогнозы. Кто хочет, то может проверить сам http://www.eia.gov/forecasts/aeo/archive.cfm
Вы думаете, что только по ценам такой ахтунг?! Нет!
По структуре потребления энерегии (раньше они не знали, что такое альтернативные источники, поэтому рисовали тренд потребления нефти в небо, сейчас иначе),
по общему спросу и предложению (вновь мимо кассы, причем серьезно). В 2000 они рисовали тренд спроса нефти в США в небо и не предполагали, что пик потребления нефти придется на 2005 год и будет сокращаться.
По импорту. Сначала они думали, что импорт будет сокращаться, но импорт нефти рос, потом написали, что будет расти, но оказалось, что наоборот – стал сокращаться.
Так по всем позициям.

Вывод. Все прогнозы строятся от балды – это изобразительное искусство. Видим тренд и экстраполируем его в бесконечность, не думая о том, какие риски стоят перед системой и какие технологии появятся. Это уже не говоря о факторах, которые не прогнозируется в принципе. Например, как изменение политического и инвестиционного климата, война, природные факторы и так далее. Именно по этой причине прогнозы цены по нефти всегда исходят из текущей конъюнктуры. Были в 2000 году цены около 20 баксов, вот и нарисовали 20-30 баксов до 2020. Стали сейчас цены 110 баксов? Не проблема, нарисуем тренд до 2035 в 150 баксов.

Какая ценность прогнозов от официальных структур? Ответ: ценность нулевая. надо наконец-то вбить в голову, что прогнозов не существует в принципе. Нигде и ни у кого. Можно тыкнуть пальцем в небо и угадать, но потыкайте 100 раз и сделайте так, чтобы процент верных тыков был хотя бы 50%. По факту будет около 3-5%. Можно точно (близко к 100%) спрогнозировать физический, химический процесс, оценить биологическое развитие. Любые точные науки, но экономика — это не точная наука. Здесь психология экономических агентов, политика, фактор новых технологий, конъюнктурные факторы и так далее.

У EIA очень ценные обзоры по текущей конъюнктуре http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/pdf/mer.pdf
За подробность статистики можно перед ними снять шляпу. Качественно, емко, грамотно, профессионально, очень интересно. Делают сложную, но полезную работу, но все, что касается текущей ситуации. Это касается всех официальных структур — МВФ, ФРС, BEA и так далее. Но любая попытка прогнозов? Все мимо кассы )) Поэтому пусть собирают статистику.

ДОП. Мы вот не может спрогнозировать цены на 10 минут вперед, а они аж до 2035 года все расписали.


http://spydell.livejournal.com/427700.html

— — — — — — — — — —

Чтобы все же предметно говорить, то приведу статистику прогнозов по номинальным ценам нефти от EIA за 17 лет. Напомню, что при прогнозировании применялись лучшие ресурсы, самое емкое из возможных теоретических обоснований, километровые формулы и блок схемы, ну и прогрессивное научное мышление.

В таблице под фактическими ценами – это среднеговые номинальные цены по WTI в долларах. Оценить среднегодовую цену значительно проще, чем месячную и тем более дневную, т.к. меньше шумов и краткосрочных спекулятивных факторов. Теоретически среднегодовые цены должны вписываться в модели. Каждая строка — это прогноз от какого-то года. Например, AEO 2000 — это прогноз, сделанный весной 2000 и так далее.

Даже в начале 98 года не смогли прогнозировать среднюю цену на 98 год. В модели они указали 18.8, по факту получилось на 40% меньше! В прогнозах от 2000 до 2004 не было цены выше 30 баксов, даже до 2010-2011 годов! Прогноз от 2005 предсказывал снижение цен и стабилизацию на уровне 29 баксов вплоть до 2012 года. Прогноз 2006 – аналогично, но за год чудовищный пересмотр – с 28 подняли 50-55, т.е. почти в 2 раза — всего за год. В 2007 году прогнозировали на 2008 всего 60 баксов в среднем за год и соответственно никто не думал, что цена пойдет на 140. Перед самым кризисом 2008 не было никаких намеков в прогнозе на сам кризис. В 2009, когда кризис все же произошел, то спешно занизили прогнозы почти в 2 раза и рисовали 40-50 баксов до 2011. Но взлет цен оказался в 2 раза более сильным.

А это в % от факта.

Собственно, как видно в таблице агентство не может сколь нибудь точно оценить потенциал движения цен по нефти не только на краткосрочную перспективу (говорят о росте перед падением и о падении перед ростом), но и на долгосрочную. При этом каждый новый прогноз они пересматривают в контексте текущей конъюнктуры, но это абсурд относительно научной ценности долгосрочных прогнозов. Ведь какой смысл прогнозировать на 10-20-30 лет вперед, если каждый год идет пересмотр в разы?!

Прогноз 2005 по ценам на 2010 год рисовал 28.7, а прогноз 2008 также на 2010 год уже 70.4! а ведь это среднесрочная перспектива и на один и тот же год. Разница между релизами прогнозов всего 3 года. Им 3 года понадобилось, чтобы пересмотреть средне и долгосрочный прогноз в 2.5 раза, а что изменилось (фундаментально)? Ничего! Прогноз 2009 на 2013 год показывает 55 баксов. Снова прошло 2-3 года и новый прогноз на 2015 уже 150 баксов. Что изменилось? Только спрос на нефть значительно упал! Но причем здесь 150 долларов, если спрос на нефть упал, когда вы 3 года назад при высоком спросе прогнозировали 60 баксов?

Если до 2003 года прогнозы, хоть с 20% погрешностью, но немного укладывались в фактические цены, но с 2003 принципиальная неспособность оценить будущее. Причина ясна – вырождение фундаментального фактора из ценообразования нефти, рост манипуляции на рынках. Нефть превращается в спекулятивный инструмент для торговли «воздухом», что эквивалентно индикатору ликвидности в системе. Цена на нефть, как и на любой другой фьючерс не более, чем индикатор состояния денежных рынков. Т.е. монетарного фактора в ценообразовании нефти сейчас около 70%, 25% — политический, манипулятивный, 5% — фундаментальный.

Любая попытка теоретически обосновать и спрогнозировать цены на биржевые товары обречена на провал. Эта таблица лучшее из возможных доказательств. Какой бы сложной модель не была — она не работает при прогнозировании цен. Так что, если в новостях напишут, что какое-то там агенство спрогнозировало цену на нефть до 20150 года, где у них получилось 3000 баксов, то теперь мы точно знаем — все это блеф и манипуляции!
http://spydell.livejournal.com/427898.html

— — — — — — — — — —

EIA еще прогнозирует ВВП в содействии с Бюро Экономического Анализа – для них эти данные нужны для прогнозирования спроса на нефть.

Итак, глядя на таблицу, то можете заметить, что разброс между значениями в прогнозе очень мал, по сути, прогноз ВВП делается так. Берется средняя динамика ВВП за последние 5 лет. Если выходит около 2.5%, то соответственно на 20 лет вперед рисуют динамику реального ВВП в диапазоне 2.2-2.7%. Остается открытым вопрос, для чего им километровые массивы параметрических уравнений или только для вида? Убедиться в этом можно из чисел в таблице.

2001 год, крах доткомов и замедление экономического роста. По факту получилось 1.1%, средний прогноз 2.7%. Но если прогнозы от 95 года еще простительны, то каким образом весной 2001, когда дотком уже взрывался хватило смелости нарисовать прогноз о росте ВВП в 4.5%?! Прогноз от 2001 года был настолько оптимистичный, что рисовал светлое экономическое будущее с реальным ростом выше 4% на следующие несколько лет! Они в принципе не оценивают риски в системе и развороты!

Но наибольший интерес представляет прогноз от 2007 и 2008 года. Могли ли они предсказать кризис? В начале 2008, когда уже сыпалась финансовая система и по макропоказателям было замедление, то они дали оценку об ускорении роста ВВП с 1.9% в 2008 до 2.1% в 2009 и 2.4% в 2010. Не только не предсказали кризис, но и тотально ошиблись с направлением буквально за пол года до кризиса!

Импорт нефти? Здесь значимость приобретает гос.политика в области энергетики, т.к. вопрос о том, какая доля импорта во многом является стратегической темой и формируется на уровне государства, а так как EIA имеет прямой контакт с чиновниками из минэнерго и Белого Дома, то может что нибудь интересное будет?

Упустили «тектонические» сдвиги в системе, когда США с 2008 года начали стремительно сокращать долю импорта. Упустили перед самым сдвигом.

Смотрите сами. Это процентное отношение прогноза и факта импорта нефти. Если плюс, то это значит, что прогноз ВЫШЕ факта. 30-40% разлета для такого показателя — это не просто много, это небо и земля. Для цен по нефти еще простительно, но для импорта?!! Цветами степень ошибки.
http://spydell.livejournal.com/428268.html