Архив за месяц: Апрель 2012

eia.gov: OPEC Oil Export Revenues

Last Updated: Apr. 13, 2012

http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=OPEC&trk=c
http://www.eia.gov/EMEU/cabs/OPEC_Revenues/pdf.pdf

Реклама

theoildrum, eia: нефть и другие жидкости

The US Energy Information Administration (EIA) recently released full-year 2011 world oil production data. In this post, I would like show some graphs of recent data, and provide some views as to where this leads with respect to future production.


http://www.theoildrum.com/node/9106

topneftegaz.ru: о Роснефти

Топ-10 перспективных проектов «Роснефти»

1. Проект «Сахалин-3». В рамках проекта Сахалин-3 «Роснефть» совместно с китайской нефтехимической корпорацией Sinopec ведет поисково-разведочные работы на Венинском лицензионном участке. Участок расположен на шельфе острова Сахалин в Охотском море, его площадь составляет 5,3 тыс. кв. км. Глубина моря в районе участка варьируется от 25 до 150 м.
2. Проект ««Сахалин-5». В рамках проекта Сахалин-5, реализуемого НК «Роснефть» и компанией BP, ведутся разведка и разработка Кайганско-Васюканского лицензионного участка, расположенного на сахалинском шельфе.
3. Туапсинский прогиб. Туапсинский лицензионный участок расположен в российской части шельфа Черного моря вдоль Черноморского побережья Краснодарского края. Он охватывает около 11,2 тыс. кв. км при глубине моря от 1 000 до 2 000 м и, с точки зрения освоения морских месторождений, считается сверхглубоким. В ходе сейсморазведки на участке выявлено примерно 70 перспективных структур.
4. Темрюкско-Ахтарский участок расположен в Краснодарском крае на шельфе Азовского моря в районе Темрюкского залива. Для его разведки и разработки компании «Роснефть», ЛУКОЙЛ и Государственный фонд имущества Краснодарского края основали в 2003 г. совместное предприятие ООО «НК «Приазовнефть». Площадь участка составляет 5,4 тыс. кв. км, а глубина моря — около 10 м.
5. Западно-Черноморский и Южно-Черноморский лицензионные участки. В 2007 г. «Роснефть» выиграла аукцион, связанный с конкурсным производством компании «ЮКОС», и в числе прочих активов приобрела 100%-ную долю в ООО «Вал Шатского», которому принадлежит лицензия на геологоразведку Западно-Черноморского лицензионного участка на шельфе Черного моря.
6. Северо-Каспийский проект. В 2007 г. «Роснефть» выиграла аукцион, связанный с конкурсным производством компании «ЮКОС», и в числе прочих активов приобрела долю в Каспийской нефтяной компании, которой принадлежит лицензия на проведение геологоразведочных работ на Северо-Каспийском лицензионном участке в российском секторе Каспийского моря.
7. Арктические моря России. НК «Роснефть» приступила к реализации проектов в Карском и Баренцевом морях, получив в 2010 г. 4 лицензии на изучение шельфа арктических морей: три из них — на участки в Карском море, Восточно-Приновоземельские — 1, 2 и 3 и одну лицензию на Южно-Русский участок в Печорском море. Ресурсы перечисленных участков оцениваются в 21,5 млрд. тонн нефтяного эквивалента.
8. Структура Курмангазы (Казахстан). «Роснефть» участвует в проекте по освоению структуры Курмангазы, которая расположена в казахстанской части шельфа Каспийского моря между месторождениями Кашаган и Широтное.
9. Адайский блок (Казахстан). Роснефть владеет 50%-ной долей в проекте по разведке и разработке запасов Адайского блока в богатом нефтью регионе Атырау на западе Казахстана. Остальные 50% принадлежат китайской компании Sinopec.
10. Блок «245-юг» (Алжир). Роснефть» участвует в международном проекте по разведке блока 245-юг площадью 6,5 тыс. кв. км в южной части Алжира.
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7878

Топ-10 добывающих предприятий ОАО НК Роснефть
1. ООО «РН-Юганскнефтегаз» (обеспечивает 57 % добычи ОАО НК «Роснефть»)
2. ООО «РН-Пурнефтегаз» (ведет разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе)
3. ОАО «Томскнефть ВНК» в Западной Сибири
4. ЗАО «Ванкорнефть» (Восточная Сибирь)
5. ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» на Дальнем Востоке
6. «РН-Северная нефть» в Республике Коми
7. Самаранефтегаз (крупнейшее нефтегазодобывающее предприятие Роснефти на территории Самарской области и ее третий по объему добывающий актив)
8. ОАО «Удмуртнефть» (крупнейшее нефтедобывающее предприятие Удмуртской Республики)
9. Краснодарнефтегаз (юг России)
10. ОАО «НК «Роснефть-Дагнефть» и ОАО «Дагнефтегаз» (Основными месторождениями являются Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение и Озерное нефтяное месторождение).
http://topneftegaz.ru/analisis/view/7876

O Repsol YPF

В 1991 году президент Аргентины Карлос Менем начал приватизацию крупнейшей в стране нефтяной компании Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). 80%-й пакет акций компании был распродан в 1993 году. В 1999 году, в угаре неолиберальных реформ, государство продало остававшийся в его руках 15%-й пакет испанской компании Repsol, которая консолидировала в результате серии покупок 98% акций компании. Созданная в результате поглощения YPF компания получила название Repsol YPF. В 2007 году состав акционеров вошла аргентинская группа Peterson, увеличившая к 2011 году свою долю до 25%. Доля Repsol снизилась до 58%, так как еще 16% были проданы миноритариям. Аргентинское правительство сохраняло номинальное участие в компании, являющейся фактическим монополистом на энергетическом рынке Аргентины, где она имеет так называемую «золотую акцию».

Аргентина богата природными ресурсами. Если данные геологов подтвердятся, эта страна может занять третье место по размеру углеводородных ресурсов. Однако в последние годы страна превратилась из чистого экспортера в чистого импортера ресурсов. В 2011 году впервые с 1987 года энергетический торговый баланс стал отрицательным – в страну ввезли на 3.3 миллиардов долларов энергоресурсов больше, чем экспортировали. Импорт энергоносителей съедает заметную долю положительного сальдо торгового баланса Аргентины. Кристина Фернандес де Киршнер все чаще и чаще стала упоминать компанию YPF в своих выступлениях, указывая на недостаточное инвестирование в геологоразведку и слишком большие дивиденды, выплачиваемые испанским акционерам. 16 апреля Кристина озвучила план частичной ренационализации компании, подразумевающий, что под контроль государства после выкупа по справедливой (назначенной государством) цене вернется 51% акций YPF. В Буэнос-Айресе в этот же день появились постеры со словами «Подлинная независимость требует возврата того, что было нашим – на фоне логотипа YPF. Позднее было озвучено намерение ренационализировать и газовую компанию YPF Gas. Комментируя это, Эрнан Лоренсино, министр экономики, заявил, что Аргентина хочет стать энергетически самодостаточной.
Читать далее

eia.gov: Добыча нефти в США


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=5930

1 млрд. барр/год = 2.74 млн. барр./день
2 млрд. барр/год = 5.47 млн. барр./день
3 млрд. барр/год = 8.22 млн. барр./день

Было обсуждение сколько же США добывают нефти:
5.47 млн. барр./день — только нефти
8.22 млн. барр./день — нефть+NGL

Usgs assessment: An Estimate of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the World, 2012

Introduction
The authors of this report summarize a geology-based assessment of undiscovered conventional oil and gas resources of priority geologic provinces of the world, completed between 2009 and 2011 as part of the U.S. Geological Survey (USGS) World Petroleum Resources Project (fig. 1). One hundred seventy-one geologic provinces were assessed in this study (exclusive of provinces of the United States), which represent a complete reassessment of the world since the last report was published in 2000 (U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team, 2000). The present report includes the recent oil and gas assessment of geologic provinces north of
the Arctic Circle (U.S. Geological Survey Circum-Arctic Resource Appraisal Assessment Team, 2008). However, not all potential oil- and gas-bearing provinces of the world were assessed in the present study.

The methodology for the assessment included a complete geologic framework description for each province based mainly on published literature, and the definition of petroleum systems and assessment units (AU) within these systems. In this study, 313 AUs were defined and assessed for undiscovered oil and gas accumulations. Exploration and discovery history was a critical part of the methodology to determine sizes and numbers of undiscovered accumulations. In those AUs with few or no discoveries, geologic and production analogs were used as a partial guide to estimate sizes and numbers of undiscovered oil and gas accumulations, using a database developed by the USGS following the 2000 assessment (Charpentier and others, 2008). Each AU was assessed for undiscovered oil and nonassociated gas accumulations, and co-product ratios were used to calculate the volumes of associated gas (gas in oil fields) and volumes of natural gas liquids. This assessment is for conventional oil and gas resources only; unconventional resource assessments (heavy oil, tar sands, shale gas, shale oil, tight gas, coalbed gas) for priority areas of the world are being completed in an ongoing but separate USGS study.

Resource Summary
The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources in 313 AUs within 171 geologic provinces. In this report the results are presented by geographic region, which correspond to the eight regions used by the U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team (2000) (table 1). For undiscovered, technically recoverable resources, the mean totals for the world are as follows:
(1) 565,298 million barrels of oil (MMBO);
(2) 5,605,626 billion cubic feet of gas (BCFG);
and (3) 166,668 million barrels (MMBNGL) of natural gas liquids.

The ranges of resource estimates (between the 95 and 5 fractiles) reflect the geologic uncertainty in the assessment process (table 1). The assessment results indicate that about 75 percent of the undiscovered conventional oil of the world is in four regions:
(1) South America and Caribbean,
(2) sub-Saharan Africa,
(3) Middle East and North Africa, and
(4) the Arctic provinces portion of North America.

Significant undiscovered conventional gas resources remain in all of the world’s regions (table 1).

Regions 0 and 1 (29 assessed provinces) encompass geologic provinces within countries of the former Soviet Union and include many provinces of the Arctic (fig. 1). Of the mean undiscovered estimate of 66 billion barrels of oil (BBO) in this region, about 43 percent
is estimated to be in Arctic provinces. This region also contains significant gas resources [mean of 1,623 trillion cubic feet of gas (TCFG)], about 58 percent of which is estimated to be in three Arctic AUs: South Kara Sea AU (622 TCFG); South Barents Basin AU (187 TCFG), and North Barents Basin AU (127 TCFG).

Region 2 (26 assessed provinces), the Middle East and North Africa, includes the Zagros Fold Belt of Iran, Arabian Peninsula, southern Turkey, and geologic provinces of North Africa from Egypt to Morocco. This region is estimated to contain a mean of 111 BBO, about 60 percent (65 BBO) of which is estimated to be in the Zagros and Mesopotamian provinces. This region is estimated to contain a conventional gas resource mean of 941 TCFG, about 60 percent (566 TCFG)
of which is estimated to be in the Zagros Fold Belt and the offshore areas of the Red Sea Basin, Levantine Basin, and Nile Delta provinces.

Region 3 (39 assessed provinces), Asia and Pacific, includes geologic provinces of China, Vietnam, Thailand, Malaysia, Cambodia, Philippines, Brunei, Indonesia, Papua New Guinea, East Timor, Australia, and New Zealand. Of the total mean undiscovered oil resources of 48 BBO, about 33 percent is estimated to be in China provinces (15.7 BBO), and 10 percent is in Australian provinces (5 BBO). Other significant oil resources are in offshore Brunei (3.6 BBO), Kutei Basin (3 BBO), and South China Sea (2.5 BBO) provinces. Of the undiscovered mean total of 738 TCFG, about 45 percent (335 TCFG) is in provinces of Australia (227 TCFG) and China (108 TCFG). The rest of the gas resource is distributed across the other provinces of Southeast Asia.

Region 4 (6 assessed provinces) includes Europe and several Arctic provinces. Of the mean of 9.9 BBO of undiscovered oil, about 50 percent (5 BBO) is estimated to be in the North Sea province. Of the undiscovered gas resource of 149 TCFG, the Arctic provinces are estimated to contain about 40 percent (58 TCFG). Significant undiscovered gas resources are estimated to be in the Norwegian continental margin, Provencal Basin, and Po Basin provinces.

Region 5 (21 assessed provinces), North America exclusive of the United States, includes Mexico, Canada, and several Arctic provinces. Of the mean oil resource of 83 BBO, about 75 percent (61 BBO) is estimated to be in Arctic provinces, and 23 percent (19 BBO) is estimated to be in Mexican Gulf provinces. In this region about 83 percent (459 TCFG) of the undiscovered conventional gas is in the Arctic provinces.

Region 6 (31 assessed provinces) includes South America and the Caribbean area. Of the mean estimate of 126 BBO in this region, about 44 percent (55.6 BBO) is estimated to be in offshore subsalt reservoirs in the Santos, Campos, and Espirito Santo basin provinces. Other significant mean oil resources are estimated to be in the Guyana−Suriname Basin (12 BBO), Santos Basin (11 BBO), Falklands (5.3 BBO), and Campos Basin (3.7 BBO) provinces. Undiscovered gas resources are less concentrated and are distributed among many provinces.

Region 7 (13 assessed provinces), sub-Saharan Africa, is estimated to contain a mean 115 BBO, of which about 75 percent is estimated to be in coastal provinces related to the opening of the Atlantic Ocean, such as Senegal, Gulf of Guinea, West African Coastal, and West-Central Coastal provinces. Of the undiscovered gas resource mean of 744 TCFG, more than half is estimated to be in provinces of offshore east Africa, including those offshore Tanzania, Mozambique, Madagascar, and Seychelles.

Region 8 (6 assessed provinces), South Asia, includes India, Pakistan, Afghanistan, Bangladesh, and Burma. Of the mean of 5.9 BBO, about 1.8 BBO is estimated to be in the Central Burma Basin province and 1.4 BBO is in the Bombay province. Of the undiscovered gas resource of 159 TCFG, about 39 percent (62 TCFG) of the undiscovered gas resource is in the three provinces of offshore eastern India. Although unconventional oil and gas resources, such as heavy oil, tar sands, shale gas, shale oil, tight gas, and coalbed gas, are not included in this study, unconventional resource volumes can be truly significant. For example, the mean estimate for recoverable heavy oil from the Orinoco Oil Belt in Venezuela alone is 513 BBO (U.S. Geological Survey Orinoco Oil Belt Assessment Team, 2009), compared to mean conventional resources of 565 BBO for 171 provinces reported in this study.

http://energy.usgs.gov/Miscellaneous/Articles/tabid/98/ID/160/An-Estimate-of-Undiscovered-Conventional-Oil-and-Gas-Resources-of-the-World-2012.aspx
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/
http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3042/fs2012-3042.pdf

USGS World Petroleum Assessment 2000

Энергетика Австралии

Country Analysis Brief

Petroleum (Thousand Barrels per Day)

Natural Gas (Billion Cubic Feet)

Coal (Million Short Tons)

Total Primary Energy (Quadrillion Btu)

Australia. Last Updated: October 2011

Австралия как энергодержава. Несколько картинок

http://www.jobcontax.com/past-projects/
http://www.epmag.com/Production-Field-Development/West-Coast-Gas-Bonanza-Lights-Australias-Offshore-Future_80974

Австралия: Горнодобывающая промышленность


— — — — — — — — — — — — — —
Австралия:
1. Увеличивающийся разрыв между потреблением и собственной добычей по нефти.
Разумно переходить на газовое топливо и замещать своей добычей.

2. Запасы нефти по данным EIA имеют непредсказуемый выброс в 1998-2004 гг. и с 2010 г.
Естественно предположить, что запасы на ранней стадии проектов завышаются.

3. В запасах газах по данным EIA аналогичный скачок завышенных запасов в 1999-2005 г. и вновь скачок как в нефти с 2010 г.

4. С 1998-2000 гг. потребление своего угля почти не растет, замещают своим более чистым топливом

5. Экспорт сжиженного газа в основном (70%) идет в Японию.

6. Япония закрывает АЭС

Используя BP Statistical Review of World Energy June 2011:
7. Потребление в Японии ядерной энергии в 2010 г. = 66.2 млн. toe
Для Японии есть тенденция падения выработки энергии на АЭС с 2001 г. (72.3 млн. toe)

8. Австралия рост производства газа в млн. toe — от 28.0 (2000) до 45.3 (2010)
Австралия рост потребления газа в млн. toe — от 18.5 (2000) до 27.3 (2010)

9. Для Австралии Natural Gas: Proved reserves

Диаграмма запасов по ВР не имеет необъяснимых выбросов как у EIA

ВЫВОД:
Даже не принимая во внимание разнобой в Natural Gas Proved reserves в BP Statistical Review и EIA, можно предположить, что весь рост добычи Австралийского газа пойдет на замещение выбывших японских мощностей в ядерной энергетике. Можно, конечно, предположить, что в Японии продолжится спад и замещать будет не нужно: Японская экономика снова падает, Дефицит внешней торговли Японии продолжил расширяться

eia.gov: This Week In Petroleum

Released: March 14, 2012


http://www.eia.gov/oog/info/twip/twiparch/120314/twipprint.html

М.Корчемкин: налоговая нагрузка газовой отрасли

20.04.2012
Владимир Путин впервые назвал налоговую нагрузку газовой отрасли экономически неоправданной и не очень справедливой. Действительно, газовая отрасль, львиную дою которой составляет «Газпром», работает в намного более выгодных условиях, чем нефтяная промышленность.

Например, в 2010 году добыча газа в стране составила 740 миллионов тонн условного топлива (т у.т.), а нефти и конденсата – 721 млн т у.т. При этом добыча газа принесла в бюджет НДПИ в размере 85 млрд рублей, а добыча нефти – 1267 млрд. В 2011 году налог на добычу нефти вырос до 1846 млрд (прирост 579 млрд), на добычу газа – до 136 млрд (прирост 51 млрд).

В 2010 году компания «Роснефть» получила 1914 млрд рублей выручки и заплатила 920 млрд налогов (доля налогов – 48%). Показатели «Газпрома» – 3597 млрд выручки и 1234 млрд налогов (доля налогов – 34%). Стоит отметить, что поступления в государственный бюджет одного лишь налога на добычу нефти превысили суммарные налоги российского газового монополиста.

Согласно отчетам «Газпрома», с 2005 по 2011 годы доля акцизов и таможенных пошлин в экспортной выручке снизилась с 26% до 15%. При этом средняя цена экспорта в дальнее и ближнее зарубежье выросла со $149 до $341 за тысячу кубометров. Похоже, что все эти годы руководство России создавало «национальному достоянию» тепличные условия, добирая налоги и пошлины с других предприятий.

Министерство финансов уже давно присматривается к доходам газового монополиста. Так, в прошлом году министерство предложило ограничить рост газовых цен для российский потребителей, но тогда у Владимира Путина не поднялась на это рука. Премьер объяснил свое решение тем, что в случае низких цен у «Газпрома» не останется денег на газификацию России.
http://slon.ru/economics/podnimetsya_li_ruka_putina_na_dokhody_gazproma_-780272.xhtml

Eni и «Роснефть» договорились по шельфу

«Роснефть» подписала соглашение о стратегическом сотрудничестве с итальянской Eni. Созданное СП займется совместной разработкой Вала Шатского на шельфе Черного моря и Федынского и Центрально-Баренцевского участков в Баренцевом море. «Роснефть», в свою очередь, может получить доли в проектах итальянского концерна Eni в Северной Африке, Северной Америке, в том числе на Аляске, и Европе.

Так же как в СП «Роснефти» с ExxonMobil (по Туапсинскому прогибу черноморского побережья), доля итальянского партнера составит 33,33%. Инвестиции в геологоразведку в рамках СП составят 2 млрд долл., сообщил президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов после подписания соглашения. «Предварительный прогноз совместных инвестиций, рассчитанный рабочей группой, по Баренцеву морю составит 50—70 млрд долл. на полное развитие, по Черному морю — порядка 50—55 млрд долл.», — добавил он (цитата по РИА Новости).

Одной из важнейших составляющих сотрудничества является обмен технологиями. Ожидается, что Eni внесет существенный вклад в технологический потенциал СП в связи с ее богатым опытом на шельфе Норвегии и других стран. «Роснефть» может получить доли в проектах итальянского концерна Eni в Северной Африке, Северной Америке, в том числе на Аляске, и Европе. Об этом сообщил представитель Eni.

Суммарные извлекаемые ресурсы данных участков оцениваются в 36 млрд барр. нефтяного эквивалента. В соответствии с соглашением Eni обеспечит финансирование комплекса геологоразведочных работ, необходимых для подтверждения коммерческой перспективности участков.

Переговоры о сотрудничестве «Роснефти» и Eni велись с сентября 2011 года. «Роснефть» сообщала тогда, что рассчитывает получить от Eni доступ к проектам в Ливии.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/25/tek/562949983670550

«Роснефть» и Eni объединяют усилия для освоения месторождений Баренцева и Черного морей

Достигнута принципиальная договоренность о совместном освоении участков в Баренцевом и Черном морях
В рамках соглашения компании будут обмениваться технологиями и персоналом
Достигнута договоренность об участии «Роснефти» в международных проектах Eni
«Роснефть» и Eni подписали сегодня Соглашение о комплексном сотрудничестве, в соответствии с которым предусмотрено совместное освоение участков Черного и Баренцева морей на территории России, обмен технологиями и персоналом, а также участие «Роснефти» в международных проектах Eni.

Соглашение, подписанное президентом ОАО «НК «Роснефть» Эдуардом Худайнатовым и президентом Eni Паоло Скарони, предусматривает сотрудничество сторон по созданию совместного предприятия для освоения Федынского и Центрально-Баренцевского участков в Баренцевом море и Западно-Черноморского участка в Черном море. Доля Eni в совместном проекте составит 33,33%. В соответствии с соглашением Eni обеспечит финансирование комплекса геологоразведочных работ, необходимых для подтверждения коммерческой перспективности участков.

Суммарные извлекаемые ресурсы данных участков оцениваются в 36 млрд баррелей нефтяного эквивалента. Высокая перспективность участков в Баренцевом море связана с их непосредственной близостью к шельфу Норвегии, где за последние годы открыто как минимум три крупных месторождения. Высокая вероятность обнаружения углеводородов на Западно-Черноморском участке подтверждается данными сейсмики и недавним открытием на черноморском шельфе Румынии.

Определяющим фактором при принятии решения о заключении соглашения стали меры Правительства РФ по налоговому стимулированию добычи на шельфе, включающие обнуление экспортной пошлины и применение пониженной ставки НДПИ на уровне 5-15% — в зависимости от уровня сложности проекта, а также гарантии стабильности налоговых условий на продолжительный срок.

Важной составляющей комплексного сотрудничества является обмен технологиями. Ожидается, что Eni, обладающая богатым опытом работы на шельфе Норвегии и других стран, внесет существенный вклад в технологический потенциал совместного предприятия.

Кроме того, предусмотренный соглашением обмен персоналом на всех уровнях будет способствовать укреплению взаимоотношений между компаниями и обмену управленческим опытом.

Соглашение также предусматривает участие «Роснефти» в международных проектах Eni.

Комментируя соглашение, президент «Роснефти» Э.Ю. Худайнатов отметил: «Подписанное сегодня комплексное соглашение подтверждает приверженность «Роснефти» работе с ведущими компаниями мирового класса, обладающими богатым опытом работы на шельфе, передовыми технологиями и готовностью инвестировать в высокотехнологичные, долгосрочные проекты в России. Уверен, что наше партнерство приведет к росту ресурсной базы и капитализации обеих компаний».

Справочно:

Федынский участок площадью 38 тыс. кв. км расположен в незамерзающей южной части Баренцева моря. Глубина воды в районе участка составляет от 200 до 320 метров. Участок изучен сейсмикой 2Д, по результатам которой просматриваются 9 перспективных структур с извлекаемыми ресурсами углеводородов 18,7 млрд барр. н.э. В соответствии с лицензионными обязательствами на Федынском участке необходимо выполнить 6500 км сейсмики 2Д до 2017 г. и 1000 кв. км сейсмики 3Д до 2018 г., пробурить одну поисково-оценочную скважину до 2020 г. и, в случае успеха, еще одну разведочную скважину до 2025 г.

С севера к Федынскому примыкает Центрально-Баренцевский участок. Здесь глубина моря составляет от 160 до 300 м. По данным выполненной ранее сейсмики на участке выделены 3 перспективные структуры с суммарными извлекаемыми ресурсами углеводородов более 7 млрд баррелей нефтяного эквивалента. На участке предстоит выполнить 3200 км сейсмики 2Д до 2016 г. и 1000 кв. км сейсмики 3Д до 2018 г., пробурить 1 поисковую скважину до 2021 г. и, в случае успеха, одну разведочную скважину до 2026 г.

Третьим объектом для совместного освоения является Западно-Черноморский участок в Черном море. Площадь участка составляет 8,6 тыс. кв. км при глубине воды от 600 до 2250 м. «Роснефть» полностью изучила участок сейсмикой и выделила 6 перспективных структур с суммарными извлекаемыми ресурсами около 10 млрд баррелей нефти. В соответствии с лицензионными обязательствами в 2015-2016 гг. на участке предстоит пробурить две поисково-оценочные скважины.
http://www.rosneft.ru/news/pressrelease/25042012.html

bakerhughesdirect.com: RigCounts current week


http://gis.bakerhughesdirect.com/RigCounts/default2.aspx

Почему «Газпрому» не помогли бы даже три нитки «Северного потока»

06.02.2012
Михаил Корчемкин

Несмотря на масштабную работу по подготовке объектов добычи и транспортировки газа к зимней эксплуатации, «Газпром» не выдержал испытания холодом. Морозы заставили монополию пойти на резкое сокращение экспортных поставок. По сравнению с началом февраля прошлого года суточный объем экспортных потоков через Украину в Словакию (терминал Велке Капушаны) снизился больше чем вдвое, а поставки через Белоруссию и Польшу в Германию (терминал Маллнов) – на треть. Снижение потоков только по двум указанным терминалам превысило 150 млн кубометров в сутки.
Читать далее

Total: 2011 Results and outlook

http://www.total.com/en/investors/results/2011/2011-results-202134.html
http://www.total.com/en/investors/presentations/2011-results-outlook-202149.html
http://www.total.com/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/5103/EN/Total-2011-en-results-outlook-slides.pdf

mineral.ru: Сырьевой комплекс России. Калийные соли


Читать далее

Новости поисков, разведки, бурения

http://www.offshore-mag.com/index.html

http://www.energy-pedia.com/articles.aspx?filter1=1&filter2=0

http://www.drillingcontractor.org/news

http://www.rigzone.com/news

http://www.offshore-technology.com/news/

http://www.energy-news-reports.com/news

http://www.infomarine.net/energy.html

Обзоры
http://mb50.wordpress.com/

Платные новости
http://www.oilandgasinternational.com/

Форум
http://www.epgeology.com/

Polyus Gold избавилась от одного из активов KazakhGold

Не дождавшись денег казахских бизнесменов Асаубаевых, у которых до последнего времени было эксклюзивное право на покупку всех активов KazakhGold, Polyus Gold стала их распродавать по отдельности. Для начала российская золотодобывающая компания избавится от румынской Romaltyn. Ее за 20 млн долл. выкупит казахская SAT & Company. Впрочем, у Асаубаевых еще есть шанс получить часть активов KazakhGold.

Polyus Gold International подписала соглашение о продаже румынских предприятий Romaltyn Mining S.R.L. и Romaltyn Exploration S.R.L. Покупателем выступает компания, аффилированная с казахским промышленным холдингом SAT & Company. За оба актива Polyus получит 20 млн долл., закрыть сделку стороны планируют до конца июня.

Romaltyn Mining S.R.L. и Romaltyn Exploration S.R.L. владеют правами на различные горнометаллургические активы в Румынии, включая золотоизвлекательную фабрику, рассчитанную на переработку 2,5 млн т руды и отвалов в год (правда, сейчас предприятие не действует), и несколько золоторазведочных лицензий. Для SAT & Company приобретение Romaltyn станет первым опытом в золотом бизнесе. Сейчас холдинг объединяет более 30 компаний в Казахстане, Турции и Китае, реализующих проекты по добыче ферромарганца, хрома, никеля, угля, а также по переработке стали. Покупку румынского актива в SAT & Company не прокомментировали.
Активы Romaltyn, которые сейчас принадлежат казахской «дочке» Polyus Gold — KazakhGold, российская золотодобывающая компания планировала продать семье Асаубаевых вместе с 65% акций казахской «Казахалтын» и 44,33% киргизской «Талас Голд». Соответствующее соглашение Polyus подписала с AltynGroup (подконтрольна семье Асаубаевых) еще в декабре 2010 года. Документ предусматривал выплаты двумя траншами. Платеж по первому траншу в размере 331 млн долл. должен был осуществляться одновременно с передачей пакетов акций (в марте 2011 года). Второй транш на 178 млн долл. плюс накопленные проценты планировалось произвести не позднее июня 2012 года. Однако семья Асаубаевых несколько раз срывала сроки оплаты. В итоге Polyus Gold аннулировала эксклюзивное право Асаубаевых на покупку активов.

После расторжения соглашения у Polyus Gold появилась возможность продавать активы по отдельности, которой компания и воспользовалась, прокомментировал продажу Romaltyn представитель компании.

Семья Асаубаевых не теряет надежды получить часть активов KazakhGold. Polyus Gold ведет переговоры о продаже «Казахалтын» и «Талас Голд» с несколькими компаниями, включая AltynGroup, рассказал представитель российской компании. Остальных претендентов на активы он назвать отказался.

По мнению Олега Петропавловского из БКС, эти активы вряд ли заинтересуют кого-то, кроме местных казахских бизнесменов. Иностранных покупателей отпугнет их скандальное прошлое, уверен аналитик. Избавиться от них Polyus Gold сможет, только существенно снизив цену, считает г-н Петропавловский. По оценке Олега Душина из «Церих Кэпитал Менеджмент», исходя из анонсированных запасов активы KazakhGold стоят 480—640 млн долл.

Ведущие казахские игроки этого рынка — компании «Казахмыс», «Казцинк» и ENRC. Причем, как сообщалось ранее, «Казахмыс» и ENRC интересовались активами KazakhGold еще во время действия соглашения с Асаубаевыми. В «Казахмысе» комментировать свой интерес к активам отказались, в ENRC и «Казцинк» на запрос РБК daily не ответили.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/23/industry/562949983640812

Россия: Растет производство попутного нефтяного газа

Сжигать на факелах не более 5% попутного нефтяного газа правительство не может заставить нефтяников уже несколько лет. Но рост штрафов за превышение этого показателя, а также принятие в ближайшее время закона о приоритетном доступе этого сырья в газотранспортную систему (ГТС) «Газпрома» заставили компании резко увеличить его производство. Только за первый квартал рост составил 7%, до 15,6 млрд куб. м.

Российские нефтегазовые компании в первом квартале 2012 года добыли 15,6 млрд куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ), что на 7% выше показателя за аналогичный период 2011 года. Такие данные опубликовал в пятницу нефтехимический портал Rupec со ссылкой на данные компаний. В марте рост составил 10% к марту прошлого года, до 5,4 млрд куб. м.
Добычу ПНГ снизил его крупнейший производитель «Сургутнефтегаз» — на 4%, до 3 млрд куб. м, а увеличили — «Роснефть» (на 18%, до 2,3 млрд куб. м), ЛУКОЙЛ (на 6,5%, до 1,8 млрд куб. м), ТНК-ВР (на 5%, до 2,7 млрд куб. м).

Предприятия «Газпрома» добыли на 35% ПНГ больше, чем в январе—марте 2011 года, 831,5 млн куб. м, «Башнефть» — в 2,5 раза больше, до 266,7 млн куб. м, «Татнефть» выросла на 9%, до 207,9 млн куб. м. Увеличила добычу попутного газа также «Русс­Нефть» — на 11%, до 197,2 млн куб. м, у «Славнефти» этот показатель вырос на 2%, до 207,3 млн куб. м.

Глава правительства Владимир Путин поставил перед компаниями задачу увеличить добычу ПНГ, и нефтяники выполняют его наказ. В текущем году этот показатель должен вырасти до 70 млрд куб. м, то есть на 4 млрд куб. м по сравнению с прошлым годом.

Нефтяникам есть чего бояться. С 1 января 2012 года вступило в силу требование о 95-процентной утилизации ПНГ — в противном случае компании будут вынуждены платить высокие штрафы. Ввести это требование предполагалось еще в 2008 году, однако решение вопроса неоднократно откладывалось. Но государство учло и пожелания нефтяных компаний. Недавно правительство внесло на рассмотрение в Госдуму поправки в закон «О газоснабжении в России». Согласно им предусматривается «первоочередной» доступ к свободным мощностям газотранспортных и газораспределительных сетей для ПНГ.

Самый низкий показатель утилизации ПНГ у госкомпаний — «Роснефти» и «Газпром нефти». В 2010 году у «Роснефти» он составил 53,8%. Всего в рамках газовой программы, направленной на достижение 95-процентного уровня утилизации ПНГ, «Роснефть» потратит около 140 млрд руб. У «Газпром нефти» в 2011 году показатель составил около 60%.

Показатель полезного использования ПНГ у ЛУКОЙЛа в текущем году достигнет 77%, при этом в 2012 году все ее месторождения в Западной Сибири перейдут на 95-процентный уровень утилизации, обещают в компании. В «Башнефти» в 2011 году уровень утилизации снизился примерно до 80% (в 2010 году составил 83,1%).

95-процентного уровня утилизации в среднем по компаниям планируется достичь в 2013 году. У ТНК-BP в 2011 году уровень утилизации ПНГ составил около 85%, а требуемого уровня полезного использования компания планирует достичь до 2015 года. Выполняют требования лишь «Сургутнефтегаз» и «Татнефть» — они сжигают лишь 4 и 6% ПНГ соответственно.

Увеличение добычи ПНГ российскими нефтяными компаниями связано с ужесточением требований правительства, улучшением условий доступа независимых производителей в ГТС, а также ростом инвестиций нефтегазовых компаний в производство, отмечает старший аналитик ИК «Церих Кэпитал Менеджмент» Виктор Марков. По его мнению, государство продолжит ужесточение требований к нефтяным компаниям, политику либерализации доступа к ГТС, а также стимулирование строительства перерабатывающих мощностей.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/23/tek/562949983640851

Eni: 2012-2015 Strategy

15 March 2012

http://eni.com/en_IT/investor-relation/presentations/2012/presentations-2012.shtml
http://eni.com/en_IT/investor-relation/presentations/2012/presentation-2012-2015-strategy.shtml
http://eni.com/en_IT/attachments/investor-relations/presentation/2012/2012-2015-strategy/2012-2015-strategy.pdf

Газотранспортная система Украины: на раздорожье

Попробуем разобраться, чем же является газо­транспортная система Украины, или, если более точно, системы газопроводов, по которым российский газ транспортируется в европейские страны.

Четыре так называемых транзитных газопровода: Долина—Ужгород—Западная граница-2 (или «Братство»), Оренбург—Западная граница (или «Союз»), Уренгой—Помары—Ужгород, «Прогресс» (или Уренгой—Ужго­род ІІ) сооружались Советским Союзом в период с 1967-го по 1989 год. В строительстве принимали участие страны Совета экономической взаимопомощи. В те времена широко использовалось словосочетание «газ—трубы», т.е. в обмен на поставленные в Со­ветский Союз трубы в страны Ев­ропы поступал природный газ. Вместе с тем для обеспечения тран­зита газа на западной границе были построены уникальные подземные хранилища газа (ПХГ) общей мощностью около 25 млрд. кубометров газа. На протяжении всего этого периода и по настоящий момент наша газотранспортная система обеспечивает надежный транзит газа в европейские страны. Не следует забывать, что украинская ГТС создавалась как часть Единой системы газоснабжения Союза и не является чисто транзитной системой, а включает целую сеть газопроводов-отводов для газификации всей территории Украины.
Что это дает нашей стране? Так, в 2011 году транзит 92,9 млрд. кубометров газа принес доход в 25,86 млрд. грн. (при тарифе на транзит 2,8—2,9 долл. за 1000 кубометров на 100 км). Доход от внутренней работы (транспортировки газа украинским потребителям и хранения в ПХГ) в 2011 году для ДК «Укртрансгаз» составил примерно 8,77 млрд. грн., т.е. 25,3% от общего дохода (транзит газа и внутренняя работа). Только от рентных платежей за транзитную транспортировку природного газа по территории Украины в бюджет государства в 2011-м поступило около 2,2 млрд. грн. На эксплуатационные нужды самой системы, ее модернизацию и ремонт было использовано около 19,63 млрд. грн., что составляет 56,7% от общего дохода.

Много это или мало? Если исходить из того, что ВВП страны в 2011 году составил примерно 1,314 трлн. грн., то доход от транзита — это около 2% от всего ВВП Украины.

Безусловно, можно и нужно говорить о выгодности услуг по транзиту газа для экономики Украины, но отнюдь не об их исключительности. Например, доход от экспорта продукции металлургической промышленности в 2011 году, по данным Национального института стратегических исследований, составил 134,399 млрд. грн.

Надо перестать относиться к ГТС как к фетишу, олицетворению нашей независимости. Это всего лишь актив, который при определенных условиях может быть высокоприбыльным. Реальная стоимость этого актива определяется тем доходом, а вернее, прибылью, которую он может дать. Эту прибыль необходимо разделить на две составляющие: от транзита и от внутренней работы. Очевидно, что на эти величины прямо влияют объемы транзита газа и объемы газа, поставленного украинским потребителям.

Перейдем к другому измерению — энергетическая безопасность страны. Безусловно, ГТС является существенным элементом обеспечения такой безопасности. Система осуществляет не только транзит газа, но и внутреннюю транспортировку и импорт в Украину примерно 40—45 млрд. кубометров природного газа в год.

Представим на минуту, что украинская ГТС перешла в частные руки. Хорошо это или плохо? Все зависит от того, в какой законодательной среде функционирует этот объект. Если в условиях законодательной среды Европейского Союза (а Украина присоединилась к Европейскому энергетическому сообществу с его требованием обязательной имплементации в нашей стране европейского энергетического законодательства), то мы не видим в этом ничего катастрофического; если же в условиях монопольного диктата владельца, то результаты действительно могут быть весьма плачевными.

Основной задачей нефтегазового комплекса является обеспечение потребностей страны в углеводородном топливе. Именно это является главным в системе энергетической безопасности. Отсюда возникает следующий вопрос: сколько же газа нужно Украине и каким образом его можно получить?

По нашему мнению, в среднесрочной перспективе (2014—2015 годы) даже при увеличении внутренней добычи газа до 25 млрд. кубометров в год (это оптимистический вариант, более реальный — 22,6—23,0 млрд. кубометров в год) не удастся избежать необходимости импортировать ежегодно 25—30 млрд. кубометров газа. В 30-е годы текущего столетия, даже при начале добычи природного газа из нетрадиционных источников, эта цифра будет на уровне около 15—20 млрд. кубометров. При этом необходимо будет — как раз из соображений энергетической безопасности — диверсифицировать источники его импорта.

Одним из вариантов диверсификации является строительство LNG-терминала. В то же время диверсификация в значительной мере будет определяться состоянием и возможностями нашей ГТС. Мы знаем, что система нуждается в коренном улучшении ее энергетической эффективности. Это касается как газоперекачивающих агрегатов (ГПА), так и подземных хранилищ газа. Если для ГПА необходимо заменить изношенные агрегаты с повышением их коэффициента полезного действия, то для ПХГ — это повышение пиковых темпов отбора газа с нынешних 220 млн. кубометров в сутки до хотя бы 350—400 млн. Например, Германия, располагая суммарными мощностями подземного хранения в объеме около 20,4 млрд. кубометров, может в пиковом режиме отбирать до 370,7 млн. кубометров в сутки.

Следует отметить, что пока по удельным показателям экономической эффективности наша система проигрывает «более молодому» газопроводу Ямал—Европа, проходящему по территории Беларуси. В то же время говорить о реконструкции ГТС без гарантий ее загрузки довольно сложно.

Расчеты, выполненные ООО «Нефтегазстройинформатика», показывают, что с учетом прогноза импорта природного газа в страны Европы, доли российского газа в этом импорте минимальная загрузка украинской ГТС составит в 2020 году примерно 40—50 млрд. кубометров. Много это или мало? Для обеспечения рентабельности всех четырех транзитных газопроводов, конечно же, мало. Но вполне хватает для рентабельной работы двух из них. Эта оценка может служить, по-нашему мнению, исходным положением для определения решений по реконструкции ГТС.

Есть основания предполагать, что объем транзита газа через украинскую ГТС будет выше минимального. Это обусловлено наличием мощных ПХГ на западной границе Украины с возможностью хранения до 25 млрд. кубометров товарного газа. Опыт зимы 2011—2012 годов показал, что без достаточных объемов хранения весьма сложно обеспечить пиковые всплески потребления газа (конечно, с учетом реконструкции ПХГ). Ни «Северный поток», ни «Южный поток» даже в среднесрочной перспективе не будут иметь таких возможностей.

Все страны дальнего зарубежья (в терминологии ОАО «Газпром»), то есть европейские страны, по данным Gas Storage Europe (GSE), имеют подземные мощности по хранению всего около 85 млрд. кубометров газа. Даже простое сопоставление этих цифр показывает, каким преимуществом обладает украинская ГТС. С другой стороны, что же делать при минимальных объемах транзита в 40—50 млрд. кубометров в год с остающимися двумя газопроводами? В этом случае появляется возможность реверса, т.е. поставки природного газа не из Украины в страны Европы, а наоборот, из стран Европы в Украину.

Газ из украинской ГТС подается, в частности, в Словакию. Словацкая транзитная газотранспортная система состоит из четырех газопроводов с максимальной суточной пропускной способностью соответственно 81,5; 81,5; 85,0 и 45,0 млн. кубометров/сутки (суммарно 293 млн. кубометров в сутки, или около 107 млрд. в год).

С 2013 года «Газпром» уменьшает резервирование пропускных мощностей словацкой системы газопроводов. Ведь снижение транзита природного газа через Украину напрямую коснется и Словакии. Это позволит уже в 2013 году «развернуть» одну трубу мощностью 45 млн. кубометров/сутки в обратном направлении, т.е. для подачи газа из Словакии в Украину.

Представители компании Eustream, оператора словацкой ГТС, также подтверждают, что в среднесрочной перспективе (2014—2015 годы) из ГТС Словакии в Украину может транспортироваться около 85 млн. кубометров/сутки (20 млрд. кубометров в год). То есть возникает реальная возможность поставки природного газа в Украину по этому направлению.

Это, кстати, напрямую угрожает интересам «Газпрома», ведь в Украину российская компания поставляет пока наибольшие экспортные объемы, и потеря даже части такого рынка для нее весьма болезненна.

Это же свидетельствует о том, что ОАО «Газпром» очень серьезно будет относиться и к решениям о снижении транзита через украинскую ГТС.

Данная ситуация, как это ни парадоксально, говорит о том, что снижение объемов транзита через украинскую ГТС имеет и позитивную сторону. Мы это должны понимать.

Реверс приоткрывает для Украины еще одну перспективную возможность, а именно — вхождение в европейскую систему спотовой (биржевой) торговли природным газом. Для этого целесообразно, с использованием украинских ПХГ на западной границе, создать в перспективе «восточноевропейский газовый хаб», объединяющий
операторов ГТС Украины, Венгрии, Словакии и, возможно, Польши. То есть включить ПХГ Украины в систему спотовой торговли природным газом в Европе.

Этой цели, по нашему мнению, служит принятие Закона Украины №10305 «Об осуществлении государственных закупок» (относительно закупок природного газа), позволяющего «Нафтогазу Украины» уже сейчас прямо или опосредованно начать работу по закупке природного газа на европейских торговых площадках, а после либерализации украинского внутреннего рынка обеспечить работу госкомпаний на газовой площадке (хабе), которая, мы надеемся, будет создана в Украине.

Очевидно, что организация газового хаба на территории Украины позволит газовым трейдерам, опираясь на возможности украинских ПХГ, начать торговые операции в рамках европейских региональных газовых рынков.

Чтобы создать условия для хранения газа европейскими газотрейдерами в наших ПХГ, было бы целесообразно, по нашему мнению, выделить хранение в отдельный бизнес, создав акционерную компанию, возможно, как дочернюю в трехстороннем консорциуме.

Следует отметить, что «Газпром» активно работает на европейском рынке. В Европе создана и работает дочерняя компания группы «Газпром» Gazprom Marketing & Trading Switzerland AG. В настоящее время «Газпром» пытается сконцентрировать в своих руках и спотовую торговлю российским газом. Это может создать определенные трудности для Украины.

Каковы же должны быть конкретные действия для реализации вышеизложенных возможностей?

Все еще актуальным, на наш взгляд, является создание трехстороннего консорциума с ОАО «Газпром» и европейскими компаниями на базе наших транзитных газопроводов и ПХГ на западной границе страны. Это обеспечит условия для технического усовершенствования, облегчит возможность привлечения средств из внешних источников (кредиты, выпуск акций), усилит позиции компании на внешнем и внутреннем рынках, повысит уровень менеджмента, а главное — исключит возможность политического давления на принятие коммерческих решений. Присутствие иностранных партнеров усилит позиции страны в переговорах о международных поставках газа.

Именно присутствие европейских компаний и позволит обеспечить реальное выполнение в Украине европейского энергетического законодательства, привлечет для работы на отечественных ПХГ европейских газотрейдеров.

Безусловно, реализация этих мер потребует внесения изменений в законодательство, принятия ряда нормативных актов, а также определенных капиталовложений для отделения транзитных газопроводов от внутренней газопроводной сети. Но выгоды от этого, по нашему мнению, существенно превысят понесенные затраты.

Необходимо понимать, что для обеспечения успешной реализации задач реверса и хранения природного газа в украинских ПХГ европейскими компаниями необходимо провести большую подготовительную работу, причем не только техническую, но и законотворческую. Следует внести изменения в ряд законодательных и нормативных актов. В качестве первоочередной меры необходимо разработать концепцию создания в Украине газового хаба. Для этого потребуется поддержка на высшем государственном уровне, напряженная, ответственная и, что особенно важно, согласованная работа всех заинтересованных министерств и ведомств.

По нашему мнению, создание трехстороннего консорциума играет определяющую роль для эффективного функционирования украинской ГТС, и не следует связывать его создание с переговорами о снижении цены на импортируемый в страну российский газ.

Не беремся судить, насколько необходимым было подписание злополучных контрактов в 2009 году, но формула цены на импортируемый из России природный газ нам и по сей день аукается.

Дело в том, что у большинства европейских компаний в долгосрочных контрактах цена природного газа упрощенно определяется по формуле y = а + b•x, где у — цена природного газа, х — цена сырой нефти (цены на газойль и мазут могут быть выражены через цену на нефть), а, b — коэффициенты.

В контракте же «Газпрома» с «Нафтогазом» используется формула y = а•b•x, где при достаточно большом а (а = 450 — базовая цена) даже при незначительном увеличении цены на нефть происходит резкое увеличение цены природного газа. Это утверждение можно проиллюстрировать на следующих примерах. Если в 2012 году прогноз среднегодовой цены на российский газ для дальнего зарубежья, по данным Минэкономразвития РФ, повысится по сравнению с 2011 годом на 5%, то для Украины это повышение составит примерно 28%. В таблице приведены оценки стоимости импортируемого российского газа при прогнозируемых в 2015-м и 2019 году ценах на нефть.


http://zn.ua/ECONOMICS/gazotransportnaya_sistema_ukrainy_na_razdorozhie-100867.html

wikipedia.org: Total

Total (рус.)
Total S.A. (рус. Тота́ль) (Euronext: FP, NYSE: TOT, ISE:TOT) — французская нефтегазовая компания, четвертая по объему добычи в мире после Royal Dutch Shell, BP и ExxonMobil. Штаб-квартира расположена в Париже.

Компания была основана в 1924 году под названием Compagnie française des pétroles, название Total появилось в 1985 году. После поглощения бельгийской компании Petrofina в 1999 году получила название Total Fina. Затем, в 2000 году, после слияния с французской Elf Aquitaine, получила название TotalFinaElf. С 2003 года компании было возвращено название Total.

Председатель совета директоров — Тьерри Демаре (Thierry Desmarest). Главный управляющий — Кристоф де Маржери (Christophe de Margerie).

Компания ведет операции более чем в 130 странах мира; в компании работает 111 000 сотрудников. Добыча нефти и газа достигает 2,6 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки (около 130 млн т в год), запасы оцениваются в 11,1 млрд баррелей нефтяного эквивалента (около 1,5 млрд т).
Помимо добычи, компания осуществляет нефтепереработку и владеет сетью АЗС, а также владеет рядом предприятий химической индустрии, а также в других отраслях. Также имеет ряд дочерних компаний (например, Bostik).

Совокупная численность персонала компании — 112,9 тыс. человек (2005 год). Выручка в 2005 году составила 143,2 млрд евро (в 2004—122 млрд евро), чистая прибыль — 12,3 млрд евро (10,9 млрд евро). Рыночная капитализация на 27 февраля 2006 года — 126,1 млрд евро.

Total в России
С 1999 года Total ведёт добычу нефти в России на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) на Харьягинском нефтяном месторождении (Ненецкий автономный округ, поселок Харьяга) с запасами 97 млн т. Доля Total в этом проекте составляет 50 %, норвежской Hydro — 40 %, у Ненецкой нефтяной компании — 10 %. Оператором проекта является принадлежащая Total компания «Тоталь Разведка Разработка Россия».

Предполагается, что за 33 года действия СРП на месторождении будет добыто 45 млн т нефти. В проект уже инвестировано $450 млн и требуется еще $800 млн.
Total наряду с некоторыми другими международными нефтегазовыми компаниями претендовала на участие (совместно с «Газпромом») в проекте освоения Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море, но «Газпром» в 2006 году объявил, что сам будет недропользователем месторождения.

12 июля 2007 года после телефонного разговора президента России Владимира Путина и президента Франции Николя Саркози было объявлено, что партнёром «Газпрома» в освоении Штокмана все же будет Total. Она получит 25 % в компании — операторе Штокмана, но еще 24 % могут достаться и другому иностранному партнеру. Полагают, что это решение было вызвано резким улучшением отношений России и Франции после избрания Николя Саркози на пост президента Франции.
В начале марта 2011 года было объявлено о создании стратегического альянса между Total и российской газовой компанией «Новатэк». В рамках альянса Total приобрела у нынешних акционеров 12,0869 % акций российской компании и получила опцион на увеличение своей доли до 19,4 % в течение трёх лет. Предполагается, что французы станут стратегическим партнёром «Новатэка» в проекте «Ямал СПГ».

Total (англ.)
Revenue €166.55 billion (2011)
Operating income €24.98 billion (2011)
Profit €12.27 billion (2011)
Total assets €164.04 billion (2011)
Total equity €68.03 billion (2011)
Employees 92,855 (2011)

The company was founded after World War I after the French Prime Minister Raymond Poincaré rejected the idea of forming a partnership with Royal Dutch Shell in favour of creating an entirely French oil company. At Poincaré’s behest, Col. Ernest Mercier enlisted the support of ninety banks and companies to found Total on 28 March 1924, as the Compagnie française des pétroles (CFP), literally the «French Petroleum Company». Petroleum was seen as vital in the case of a new war with Germany. However, the company was from the start a private sector company (it was listed on the Paris Stock Exchange for the first time in 1929). CFP took up the 23.75% share of Deutsche Bank in the Turkish Petroleum Company (renamed the Iraq Petroleum Company), awarded to France as compensation for war damages caused by Germany during World War I by the San Remo conference.

In 1991 the company name became simply Total. After Total’s takeover of Petrofina in 1999, it became known as Total Fina. Afterwards it also acquired Elf Aquitaine. First named TotalFinaElf after the merger in 2000, it was later renamed back to Total in May 2003.

Controversies

Myanmar investments
Despite the European Union’s sanctions against the military dictatorship Myanmar, Total is able to operate the Yadana natural gas pipeline from Burma to Thailand. Total is currently the subject of a lawsuit in French and Belgian courts for the condoning and use of the country’s civilian slavery to construct the pipeline. The documentary ‘Total Denial’ shows the background of this project. The NGO Burma Campaign UK is currently[when?] campaigning against this project.

Italian bribes (Итальянские взятки)
On 16 December 2008, the managing director of the Italian division of Total Lionel Levha, along with ten other executives, was arrested by the Public Prosecutor’s Office of Potenza, Italy, for a corruption charge of €15 million to undertake the oilfield in Basilicata on contract. Also arrested was the local deputy of Partito Democratico Salvatore Margiotta and an Italian entrepreneur.

UN Oil-for-Food Programme for Iraq
In April 2010, Total was accused of bribing Iraqi officials during former dictator Saddam Hussein’s regime to secure oil supplies. A United Nations report later revealed that Iraqi officials had received bribes from oil companies to secure contracts worth over $10bn (£6.5bn).

Investments in Iran
Total has been a significant investor in the Iranian energy sector since 1990. Total is suspected of concealing the source of its oil imports from Iran. On 28 June 2010 Total announced that it would cease shipments of oil products to Iran following adoption by the United States of economic sanctions against the country.

Western Sahara oil exploration
In October 2001, Total signed a contract for oil-reconnaissance in areas offshore Western Sahara (near Dakhla), with the «Moroccan Office National de Recherches et d’Exploitations Petrolières» (ONAREP). In January 2002, Hans Corell (the United Nations Under-Secretary-General for Legal Affairs) stated in a letter to the President of the Security Council that whenever the contracts are only for exploration they’re not illegal, but if further exploration or exploitation are against the interests and wishes of the people of Western Sahara, they would be in violation of the principles of international law. Finally, Total decided to not renew their license off Western Sahara

Elf Aquitaine
Elf Aquitaine was a French oil company which merged with TotalFina to form TotalFinaElf. The new company changed its name to Total in 2003.

History
Elf Aquitaine’s heritage is rooted among three French oil companies: Régie Autonome des Pétroles (RAP), Société Nationale des Pétroles d’Aquitaine (SNPA), and Bureau de Recherches de Pétroles (BRP). These companies were formed to exploit the discovery of a gas field in Saint-Marcet in the Aquitaine region of south-western France. In December 1965 RAP and BRP were merged to form Entreprise de Recherches et d’Activités Pétrolières (ERAP). ERAP had SNPA, Union Générale des Pétroles (UGP), and Union Industrielle des Pétroles (UIP) as subsidiaries. The resulting company achieved vertical integration, owning assets in all phases of the petrol business from exploration and production to the filling station.

On April 28, 1967 the company’s disparate brands and products were unified under the Elf brand, Essence et Lubrifiants de France (France Gasoline and Lubricants). Elf was the first company to pioneer a total synthetic racing oil. In 1976 Elf-ERAP merged with Antar Pétroles de l’Atlantique and became Société Nationale Elf Aquitaine (SNEA), later Elf Aquitaine. Elf Aquitaine was listed on the NYSE in 1991. In 1993 Elf was awarded the exclusive contract to the Iraqi Oil Fields by then-Iraqi leader Saddam Hussein.[citation needed] In 1996 the French government sold its stake, retaining a Golden Share. In 2000 Elf Aquitaine merged with Total Fina to form TotalFinaElf, which changed its name to Total in 2003.

Hoax (Мошенничество)
Elf Aquitaine spent millions of dollars in the 1979 Great Oil Sniffer Hoax to develop a new «gravity wave-based oil detection system», which was later revealed to be a scam, and lost over $150 million.

Fraud scandal (мошенничество, обман)
The Elf scandal which came to light in 1994 in France was according to The Guardian, ‘the biggest fraud inquiry in Europe since the Second World War… Elf became a private bank for executives who spent £200 million on political favours, mistresses, jewellery, fine art, villas and apartments’. Iraqi-born Nadhmi Auchi, at that time rumoured to be among the ten richest men of Britain, received a 15-month suspended sentence and a £1.5m fine for his involvement taking illegal commissions. Auchi was also linked to the Clearstream scandal. He is BNP Paribas bank’s main private share-holder; and until 2001, the money for the Oil-for-Food programme transited through the escrow account of BNP Paribas. Magistrate Eva Joly investigated the case. In the Leuna/Minol deal following German reunification, Elf Aquitaine took over circa 2,500 vacated gas station allottments in the former East Germany without paying the rightful owners.

Petrofina
Petrofina was a Belgian oil company which merged with Total in 1999 to form TotalFina, but the name has now been changed back to Total after another merger. In the United States, Fina’s former refining and marketing operations are now owned by Texas-based Alon USA.

Petrofina was founded February 25, 1920 by Hector Carlier his brother Fernand and Aloys Van de Vyvere as an Antwerp-based group called Compagnie Financière Belge des Pétroles, but changed to PetroFina to reflect their telegraph address name.

Petrofina’s Canadian retail operations in eastern Canada were sold to the Canadian government and became part of Petro Canada.

Petrofina expanded its operations to the United States in 1956 with the purchase of Texas-based Panhandle Oil Company, which was headquartered in Wichita Falls, Texas, where the firm operated an oil refinery and marketed gasoline through service stations in Texas, Oklahoma and New Mexico. American Petrofina, as the United States operation was called, further expanded its presence in the US through the purchase of several small oil companies, the largest being the Cosden Oil Company from W.R. Grace in 1963, which gave FINA a very large chain of service stations in Texas and New Mexico along with an oil refinery in Big Spring, Texas.

Rosneft and ExxonMobil Strategic Cooperation Agreement

19.04.2012
Вчера в Нью-Йорке «Роснефть» раскрыла свои планы по развитию до 2020 года. Эти цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в до сих пор не опубликованной стратегии развития госкомпании до 2030 года, о содержании которой РБК daily писала 26.03.12. К 2020 году добыча компании должна вырасти в полтора раза по сравнению с 2010 годом, а основной акцент будет сделан на разработке газовых месторождений.

К 2020 году «Роснефть» планирует довести добычу углеводородов до 3,7 млн барр. нефтяного эквивалента в сутки по сравнению с 2,5 млн барр./сут. в 2010 году, сообщил вчера президент компании Эдуард Худайнатов в ходе презентации для инвесторов. Среднегодовой темп роста добычи при этом составит 4%. По словам президента компании, это станет возможным «при цене на нефть около 90 долл./барр. и благоприятном налоговом режиме, который позволит продолжить активную работу в Западной и Восточной Сибири».

При этом рост добычи будет обеспечен существующими доказанными запасами, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Основная их часть сосредоточена в рамках 11 крупнейших месторождений, включая Ванкорское, Приобское, Малобалыкское и Мамонтовское. Их совокупный запас составляет 16,8 млрд барр., из которых сейчас разрабатывается лишь порядка 45%, следует из презентации. Всего же доказанные запасы компании составляют 23,4 млрд барр. н.э., в то время как прогнозные ресурсы достигают 206 млрд барр. Перевод их в доказанные ресурсы обеспечит основной рост добычи после 2020 года, рассчитывает компания.

Исходя из презентации «Роснефти» в 2020 году доля газа в суммарной добыче вырастет до 20—24%. Сейчас этот показатель составляет всего 10%, в то время как доля газа в доказанных запасах компании превышает 20%, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Всего в 2020 году «Роснефть» планирует добывать 45—55 млрд куб. м газа против нынешнего уровня в 12 млрд куб. м.

По мнению аналитика ИФД «КапиталЪ» Виталия Крюкова, существенный рост добычи «Роснефти» будет достигнут как за счет реализации новых проектов, в частности в Восточной Сибири, так и за счет роста добычи газа. «При этом именно на газовые проекты будет сделан основной упор в ближайшее время: их можно быстрее освоить при наличии доступа к газопроводам», — поясняет эксперт. К тому же есть позиция правительства стимулировать добычу газа независимых производителей, добавляет он.

Озвученные вчера цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в стратегии развития «Роснефти» до 2030 года, с которой уже удалось ознакомиться РБК daily. В соответствии с ней к 2020 году добыча компании должна составить 170—180 млн т нефтяного эквивалента в год, из них 25% придется на добычу газа, а к 2030-му — до 200 млн т н.э. (эти цифры соответствуют представленным в Нью-Йорке данным). Добыча газа к этому времени планируется на уровне 40—45 млрд куб. м. Для достижения поставленных задач к 2020 году компания собирается инвестировать 124 млрд долл. Официально стратегия «Роснефти» до сих пор не опубликована.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/19/tek/562949983608747

The event will start on April 18, 2012, at 17-30 Moscow time, 14-30 London time, 9-30 New York time.

http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/rosneft_rus_12_04_2012.pdf


http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/ExxonMobil_Rosneft_SCA_rus.pdf

http://www.rosneft.com/Investors/investor_tools/calendar/Update/

ТНК-ВР: то что доктор прописал

20.04.2012
По инициативе главы Минприроды Юрия Трутнева Росприроднадзор начнет судебное разбирательство с ТНК-ВР, которую обвиняют в невыполнении экологического законодательства в ХМАО. К критике вчера подключился и министр энергетики Сергей Шматко, упрекнувший компанию в том, что она платит высокие дивиденды, но мало средств выделяет на модернизацию трубопроводов. Премьер-министр Владимир Путин попросил чиновников разобраться, но действовать «в рамках закона».
Читать далее

Беларусь стала производить нефтехимическую продукцию в невиданных для мировой торговли масштабах

19.04.2012
Республика стала производить нефтехимическую продукцию в невиданных для мировой торговли масштабах. В чем секрет невероятного успеха?

Белорусское экономическое чудо после обвала национальной валюты несколько поблекло, но во многом благодаря разноплановой поддержке России страна оказалась на плаву. Выгодные условия поставок нефти, трехмиллиардный кредит от Антикризисного фонда ЕврАзЭс, а затем и сверхльготные условия по поставкам газа, да и просто огромный российский рынок, открытый для белорусских товаров, удержали белорусскую экономику от краха. Причем от краха, созданного руками самих белорусских управленцев, — перед президентскими выборами страну заливали деньгами, и печатный станок не останавливался.

Теперь, когда все худшее, кажется, уже позади, белорусские власти возвращаются к прежней риторике и разные чины наперебой обещают заветные 500 долларов средней зарплаты. Страна готовится к посевной, все радуются успехам во внешней торговле — приятные будни плановой экономики.

Удивительно, что в стране, идущей по рельсам госплана, одно знаменательное событие осталось без внимания — Белоруссия за последние годы стала крупнейшим в мире производителем нефтехимической продукции. Не всей, конечно, а отдельных видов. Для резкого прорыва на мировые рынки страна выбрала довольно узкий сегмент — растворители и разбавители, а также смазочные материалы. Результат пришел быстро — в прошедшем году на экспорт Белоруссия поставила растворителей и смазочных материалов в разы больше традиционных лидеров этого рынка — Германии, США и прочих стран. Совокупно в 2011 году это принесло Белоруссии свыше 1,9 млрд долларов, хотя еще годом ранее — скромные 160 млн долларов. Поступления валюты от новой статьи экспорта оказались сопоставимы с выручкой «Беларуськалия» от экспорта калийных удобрений — «национального достояния» Белоруссии. Почему же столь грандиозный успех оказался незамеченным белорусскими властями?

Уже первый взгляд на разбавительно-смазочный бизнес поднимает массу вопросов. Что это за неведомый инвестор, создавший столь крупное предприятие? Как удалось вмиг потеснить мировых грандов и найти потребителей? Ответы на эти вопросы свидетельствуют, что успех принесли инновации, но не производственные, а налоговые.

С 2011 года Белоруссия стала беспошлинно получать российскую нефть и нефтепродукты. Была выбрана простая схема — нефтепродукты, получаемые на белорусских НПЗ из российской нефти, идут на экспорт. Экспортная пошлина перечисляется в бюджет России. Чтобы максимизировать экспорт, Белоруссия почти в шесть раз увеличила импорт нефтепродуктов — в 2011 году он как минимум в 1,5 раза превысил весь внутренний спрос.

Экспортная пошлина весьма велика — порядка 270 долларов с каждой тонны. Но ее действие распространяется только на энергетические товары. Если же выпускать из нефти химическую продукцию, тогда никакой пошлины платить не надо, и тем более перечислять ее в российский бюджет. Именно так и поступила Белоруссия — и активно стала производить из российской нефти и нефтепродуктов разбавители и смазочные материалы. Так на свет появилось 2,2 млн тонн этих материалов, хотя годом ранее их было произведено на порядок меньше.

Можно было бы порадоваться смекалке белорусских нефтепереработчиков, если бы не несколько сомнительных фактов. Весь мировой экспортный рынок этого товара, до появления на нем Белоруссии, составлял не более 1,5 млн тонн. А Белоруссия за один год произвела свыше 2 млн тонн, из которых 1,5 млн поставила на экспорт в Латвию. Вот только в Латвии почему-то официальная статистика приводит совсем иные цифры — никакого взрывного роста импорта из Белоруссии не было. Зато латвийские порты осуществили рекордную перевалку грузов в 2011 году — погрузка нефтепродуктов в 2011 году как раз выросла на 2,5 млн тонн, а жидких химикатов, каковыми являются разбавители и растворители, набралось меньше чем на 0,2 млн тонн. Получается, что белорусские растворители при пересечении латвийской границы превращаются снова в нефтепродукты и прямиком направляются в портовые терминалы. Аналогичная ситуация и со смазочными материалами — вся Германия и Франция поставили на экспорт почти столько же, сколько и маленькая Белоруссия.

В пользу того, что все инновационное разбавительно-смазочное производство сводится преимущественно к фиктивному таможенному оформлению, свидетельствует и тот факт, что обычно растворители торгуются по ценам, превышающим 2000 долларов за тонну, — это действительно дорогой товар с высокой добавленной стоимостью. А цена белорусских «растворителей», как ни удивительно, практически совпадает со стоимостью экспортируемых ею нефтепродуктов — немногим более 800 долларов за тонну. По смазочным материалам разница еще более разительная — белорусские дешевле раз в шесть.

Можно было бы не обращать внимания на белорусский «демпинг», если бы он не оборачивался заметными потерями для России. Если имеет место беспошлинный вывоз Белоруссией российских нефтепродуктов в объеме 2,7 млн тонн, то это означает кражу из российского бюджета более 700 млн долларов только за прошлый год (в пенсии и томографы можно не переводить). Учитывая масштаб вовлеченных ресурсов и высокий темп, с которым он растет уже в этом году, вполне вероятно, что все это происходит не без участия российских нефтяных компаний.
http://www.novayagazeta.ru/politics/52221.html

Россия ищет свой курс в Южно-Китайском море

Вооруженные силы США и Филиппин начали вчера крупные совместные учения вблизи спорных районов Южно-Китайского моря, на которые претендует Китай. Несмотря на заверения военного командования США, что маневры не направлены против КНР, эксперты считают учения частью новой азиатско-тихоокеанской доктрины Вашингтона, направленной на сдерживание растущего влияния Пекина. В разгорающиеся споры о принадлежности богатых энергоресурсами районов Южно-Китайского моря впервые оказалась втянута и Россия.

Стартовавшие на острове Палаван и в прилегающих к нему районах учения «Баликатан» («Плечом к плечу») продлятся до 27 апреля. Около 7 тыс. военнослужащих США и Филиппин будут отражать атаки условных террористов, пытающихся захватить находящиеся в море нефтегазовые объекты. Помимо американских и филиппинских военнослужащих в учениях примут участие военные Австралии, Японии и Южной Кореи.

«Нет никаких оснований полагать, что наши действия могут кому-то угрожать. Наша задача — научиться реагировать на возникающие угрозы и вызовы»,— заявил представитель командования США Кертис Хилл, отвечая на вопрос, могут ли учения «Баликатан» быть восприняты Пекином как угроза его безопасности. Ранее подобные маневры неизменно вызывали болезненную реакцию КНР, рассматривающей их как попытки дестабилизации в регионе с участием США.

На этот раз учения «Баликатан» совпали с обострением давнего территориального спора между Филиппинами и КНР, который на прошлой неделе едва не привел к вооруженному конфликту. Инцидент с участием кораблей ВМС Филиппин и катеров береговой охраны КНР произошел в Южно-Китайском море у рифа Скарборо, находящегося под филиппинской юрисдикцией, оспариваемой Пекином (китайское название рифа — остров Хуанъянь). Поводом для конфликта стала попытка задержания флагманом ВМС Филиппин — эсминцем «Грегорио де Пилар», недавно приобретенным у США,— восьми китайских рыболовецких шхун. Арестовать китайских моряков, уличенных в браконьерстве кораллов, моллюсков и акул, так и не удалось. На место срочно прибыли корабли береговой охраны КНР, вставшие между филиппинским эсминцем и китайскими судами. Война нервов между Манилой и Пекином продолжалась несколько дней, в ситуацию пришлось вмешаться президенту Филиппин Бенигно Акино-младшему и Госдепу США, призвавшему стороны «проявлять сдержанность и искать дипломатическое решение».

Хотя конфликта удалось избежать, напряженность вокруг рифа Скарборо не ослабевает. Представитель МИД КНР Лю Вэйминь заявил, что «остров Хуанъянь является исконно китайской территорией», и предупредил: «Мы призываем филиппинскую сторону не допускать новых инцидентов». В ответ его филиппинский коллега Рауль Эрнандес призвал китайскую сторону «прекратить вторжения и уважать наш суверенитет».

В разгорающийся конфликт вокруг богатых биоресурсами и углеводородами спорных районов Южно-Китайского моря де-факто втягивается и Россия. На прошлой неделе представитель МИД КНР Лю Вэйминь впервые позволил себе завуалированный выпад в адрес Москвы. Отвечая на вопрос о недавнем соглашении между «Газпромом» и вьетнамской госкомпанией PetroVietnam о совместном освоении лицензионных блоков 05.2 и 05.3 на шельфе Вьетнама (подробнее о сделке — см. «Ъ» от 6 апреля), китайский представитель фактически отчитал Москву: не называя «Газпром» впрямую, он призвал компании из третьих стран, не имеющих отношения к Южно-Китайскому морю, держаться в стороне от спорных районов и не участвовать в их освоении до разрешения территориального вопроса. Ранее КНР решительно возражала против участия в освоении вьетнамских нефтяных месторождений ведущей индийской госкомпании ONGC Videsh Limited.

Особую остроту ситуации придает то, что новые разногласия Москвы и Пекина вскрылись накануне прошедшей в Москве трехсторонней встречи глав МИДов России, КНР и Индии. Отвечая на вопрос «Ъ» о последних китайских демаршах, участвовавший в переговорах глава МИД Индии Соманахалли Маллайя Кришна назвал работу индийской компании ONGC Videsh Limited в регионе «сугубо коммерческой деятельностью, не имеющей никакой политической подоплеки». Министр сослался на заявление главы МИД КНР, который на недавней встрече АСЕАН был вынужден признать, что «не может быть никаких ограничений на торговлю и деловую активность в международных водах». По словам господина Кришны, работа индийских компаний в спорных районах Южно-Китайского моря продолжится.

Официальная реакция российской стороны на заявления МИД КНР пока не прозвучала. Тем не менее в третьей декаде апреля у побережья Китая в Желтом море пройдут совместные учения ВМФ России и ВМС КНР «Морское взаимодействие-2012». Эти учения плановые. Однако эксперты предупреждают: в нынешней ситуации обострения борьбы за контроль над ресурсами региона Китай вполне может использовать эти маневры для продвижения тезиса о том, что Россия играет с ним на одной стороне. Другой вопрос — выгодна ли такая трактовка самой России.


http://www.kommersant.ru/doc-y/1917327

Член гайдаровского кабинета Владимир Лопухин о том, как в России появились нефтяные компании. Ч.3

Гайдар был вынужден в диком темпе принимать очень много решений
АВЕН: Элита не вполне осталась прежней. И внутри она довольно сильно перемешалась.

КОХ: Административная элита осталась прежней. Культурная элита осталась прежней. В этом-то все и дело. К элите, которая осталась, добавилась еще бизнес-элита, но прежняя элита ее поглотила. Элита не изменилась качественно. Поэтому для меня вопрос, который не я первый себе и всем задаю: «Как вы считаете, вот эту элиту можно было реально изменить?»

Вот почему большевики держались так долго? Почему они, в 1917 году придя к власти, ушли только, грубо говоря, в 1991? Потому что элиту заменили. Полностью. Всю старую элиту пинком под жопу выгнали или убили. А мы не заменили. Поэтому очень быстро нас и сменили, буквально через 10 лет старая элита опять вернулась. Мы не запретили кагэбэшникам быть элитой, они остались ею, и они вернулись теперь, вот и все…Вот эта эволюция морали. Она не произошла.
Читать далее