Архив за месяц: Апрель 2013

О ценах на нефть и газ

28 Февраль 2013. Цены на нефть
Не будет ничуть удивительно, если Brent коснется уровня 100-105$

04 Март 2013. К прогнозам цен на нефть в 2013 году
i/ Как минимум аналог мартовского 2012 падения цен, но начало раньше по времени.
ii/ Вследствие секвестра в США цены Brent могут падать в моменте как минимум до уровней 2012 г. (97.5, 90), а не до 100-105
iii/ Если это «работа над ошибками QE2», как пишет spydell, то нефть вряд ли устойчиво провалится до диапазона 70-90$ как это было до QE2 (In November 2010, the Fed announced a second round of quantitative easing, or «QE2» by the end of the second quarter of 2011.)
iv/ проверяем гипотезы на бюджете Саудовской Аравии и данных ОПЕК. Бюджет КСА еще больше, чем в прошлом году, а корзина с 2011 выше 107$ и вряд ли опустится ниже 100-105$ в 2013 г. Хотя колебания в цене нефти в 2013 г. могут быть значительными.

12 Апрель 2013. Об уровнях добычи и ценах на сырьевые товары

Нефть (Brent) и золото падают стремительно

По WTI ничего особенного не наблюдается, она колеблется в основном в пределах 80-110 начиная с 2011 г.

Зато по газу (НН) продолжается рост 🙂

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=d1


http://stockcharts.com/freecharts/gallery.html?XOM
По сравнению с российскими нефтегазовыми компаниями ExxonMobil просто великолепна.

Какая проблема стоит перед властями США? Прошло семь месяцев с момента начала выкупа активов со стороны ФРС, а экономических результатов и достижений нет. Рыночный гос.долг увеличился с 5 трлн в конце 2007 до 12.1 трлн в настоящий момент, а зависимость экономики от гос.инъекций крайне высокая, т.е. с приведением дефицита к 2-3% от ВВП американская экономика начнет снижаться в темпах не менее 2% в год. Увеличивать гос.долг, как сложно в виду отсутствия частных инвесторов, так и опасно в виду разрастания дисбалансов от долгового пузыря.

Если закончить QE3 сейчас без внятных макроэкономических улучшений, то это будет означать, что ФРС признает провал своей программы, а ничего другого предложить не может в принципе. Фактически признание собственной недееспособности. Если регулятор расписывается под тем, что ничего не понимает и ничего не может, а ситуация выходит из под контроля, то это подрывает к ФРС доверие. Поэтому ФРС будет делать вид, что все под контролем, а программы эффективны до тех пор, пока окончательно не потеряет контроль над монетарными и экономическими процессами.

Поэтому те радикальные и чрезвычайные меры, которые вы видите сейчас в виде отключения принципов рыночного ценообразования активов и блокировки каналов обратной связи, — все это не от хорошей жизни, а от осознания потенциально катастрофических перспектив и попытки удержаться в седле.

Поэтому когда потребность в дефиците бюджета высокая, гос.долг выкупать некому, первичным дилерам помогать надо для выправления их рентабельности, то ФРС приходится работать на несколько фронтов.
Чтобы продолжить QE3 необходима исключительно стабильная ситуация с точки зрения высокого доверия к доллару и финансовой системе и низкой инфляции. Помимо прямого манипулялирования активами, существует крайне жесткая цензура СМИ. Вероятно наиболее жесткая с 80-х годов.

Обвал серебра на 15-20% за последние пару дней это из этой же оперы. ( Свернуть )
Не будь этого обвала, начали бы смотреть в сторону эффективности QE3, искать другие точки приложения капитала. QE3 продолжать приходится, а чтобы не возникали лишние вопросы, то контро-инвестиции или альтернативные инвестиции доллару в виде драгоценных металлов необходимо блокировать. Флеш краши на 15-20% лучшее средство блокирования внимания и затуманивая сознания с целью показать – смотрите какие ненадежные активы, а доллар и трежерис самое лучшее и стабильное, что есть в этом мире.

Сырье держат, чтобы не вызвать стагфляцию в экономике, понизить издержки и не допустить инфляцию, иначе при высокой инфляции придется ограничить или отключить QE3.

По сути, впервые в истории, центробанки и дилеры в полной мере присутствуют на всех активах.
Падение золота и серебра надо воспринимать так, что ситуация под контролем ФРС и дилеров. Если драг.металлы начнут расти, то значит что-то выходит из области контроля, что-то происходит не так и они теряют хватку. ФРС целиком и полностью за нисходящий тренд по драг.металлам для поддержания резервного статуса доллара и доверия к фин.системе США.

Поэтому игра по драг.металлам – это прежде всего игра за ФРС (падение драг.металлов) или против ФРС (за рост цен). Учитывая, что сфера влияния у ФРС огромная, но уйти от истинного положения вещей в долгосрочной перспективе они не могут, то я бы играл против ФРС.

На самом деле, я даже не представляю, как они будут обосновывать эффективность QE3 и мотировать продолжение программы, учитывая, что основным лейтмотивом этого монетарного безумия были: поддержка экономики, рост занятости, снижение процентных ставок по ипотеке и смягчение условий выдачи кредитов. В итоге – экономика очень слабая, ипотечные ставки выросли на 0.3% от начала QE3, а не упали, в реальности безработица никак не улучшилась, а снижение официальной безработицы ниже 8% произошло за счет исключения из состава рабочей силы в категорию «не включенные в состав рабочей силы), т.е. людей выкидывали из расчета безработных. ФРС пока может влиять на процентные ставки, на цены по финансовым активам, но ФРС не может оказать значимого эффекта на экономику.

Итак, надо осознавать, что идет игра по крупному, они идут на крайне радикальные меры (раньше, даже во времена Великой Депрессии) они не позволяли себя так откровенно манипулировать активами, чтоб спасти свои задницы. Падение драг.металлов результатов того, что рынки под их властью. Я бы пока ставлю на то, что долго так продолжаться не может и власть, доверие они потеряют.

А вообще, наступают особые времена. Период сверх высокой волатильности — то, что многие так ждали и казалось, что это наступит никогда. Упаси вас бог читать в такие моменты новости, проводить фундаметальные и технические оценки и рационализировать движения. Например, энергетика и металлурги сегодня минус 10-20% на открытии и плюс 10-15% к вечеру от минимумов утра. Эмоции горе управляющих, маржин коллы и массовое безумие — вот, что такое волатильность.
http://spydell.livejournal.com/493507.html

Найман Эрик
Утренний комментарий 15 апреля 2013
http://capital-times.ua/ru/blog_article/797
Утренний комментарий 16 апреля 2013

Могут ли центробанки остановиться? — технически да, морально вряд ли. Например, долговая пирамида федерального правительства США способна выжить только благодаря деньгам ФРС. Если ФРС перестанет покупать гособлигации (за счет эмиссии долларов конечно), то федеральному правительству будет нечем платить даже проценты по госдолгу (порядка $450 млрд. ежемесячно или 3% ВВП). И тем более речь не будет идти о возврате основной суммы долга. Эту способность США потеряли еще при Билле Клинтоне. Есть, конечно, альтернативный сценарий — США сокращают резко госрасходы и поднимают налоги с целью получить бюджетный профицит и таким образом рассчитаться по долгам. Экономические последствия этого шага понятны — глубокая рецессия мировой экономики. Плюс еще нужно учитывать современную модель денежного обращения — эмиссия денег в обмен на госдолг. Поэтому вместе с ростом долгов растет и денежная масса. Проблема последнего времени — для того чтобы поддерживать сравнительно высокие темпы роста мировой экономики (или вообще хотя бы видимость такого роста) требуется все больше денег, а значит и все больше долгов. Но когда желающих брать в долг очень мало, что сейчас и наблюдается, то нужно либо пугать гиперинфляцией (тогда возрастает спрос на долги — типа завтра они обесценятся, а активы в виде недвижимости и т.п. останутся) либо стимулировать брать в долг правительства (по этому пути сейчас и идут). Отсюда понятно, что различные виды количественных смягчений и монетарных ослаблений неизбежны для современной экономики. И конца и краю этому не видно. Так как остановка означает крах глобальной экономики и глобализации. Впрочем, история еще не знала бесконечного роста денежных пирамид — все они рано или поздно рушились. Не зря Такеши Фуджимаки, бывший советник Джорджа Сороса, предупреждает, что политика японского центробанка и правительства ведут к дефолту Японии в перспективе 2-5 лет.

Так что я оцениваю текущее обвальное падение котировок драгметаллов как отличную возможность для их покупки. Накануне обвала цен драгметаллов я неоднократно предупреждал о том, что есть угроза психологической (и финансовой) атаки на быков по золоту с целью сбросить их с «поезда» — уж очень много игроков удобно устроилось в «вагончиках этого поезда». Кстати, в последний раз резкое снижение цен на золото наблюдалось в 2008 году. Но тогда молчали «пушки» центральных банков. Но сейчас центральные банки не только не собираются останавливаться в своей эмиссионной активности, но даже наращивают ее (вспоминаем о решении Банка Японии). Так что слабых сейчас высадят «из поезда», а затем драгметаллы пойдут искать новые исторические максимумы. не сразу, конечно, спекулятивно настроенные медведи еще попытаются поиграть на понижение. А если вдруг глобальная экономика окончательно переживет последствия кризиса и вступпит в полосу стабильного быстрого и безгиперинфляционного, то медведи получат мощную поддержку. Если делать на это ставку, то стоит покупать акции. Для начала в США, а затем, после перехода этого рынка в фазу долгосрочной стабилизации, акции развивающихся стран во главе с Китаем и Россией, а через месяц-три после этого появится спрос и на украинские акции. Таким образом, текущие цены на драгметаллы вместе с акциями дают отличную возможность сформировать хорошую долгосрочную позицию. По крайней мере, драгметаллы намного выгоднее покупать на текущих уровнях, а не по ценам прошлой недели — это и есть покупать дешево, если есть понимание фундаментальных причин такой покупки.
http://capital-times.ua/ru/blog_article/798

— — — — — —
Для себя я установил нижнюю среднегодовую грань падения цен на нефть: среднегодовая цена WTI с 2011 г.
,
http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=pet&s=rwtc&f=a

не менее 94 долларов за баррель, а с учетом необходимости стабильной социальной ситуации в нефтедобывающих странах Ближнего Востока около 100 долларов за баррель.
При устойчивом падении цен добыча сланцевой нефти в США станет устойчиво убыточной

Реклама

bigpicture.ru: река Гейзерная

Река Гейзерная находится на Камчатке. А на слиянии рек Гейзерная и Шумная, на территории, находятся около 20 крупных гейзеров и множество источников, периодически выбрасывающих фонтаны почти кипящей воды или горячего пара, образуя знаменитую Долину Гейзеров. Площадь бассейна реки равна приблизительно 40 км2. Расход в межень в устье составляет 1,5-2 м3/с, в летне-осеннее время увеличиваясь в полтора раза. Расход реки значительно возрастает в период снеготаяния и выпа­дения осенних, особенно циклонических, дождей.

http://bigpicture.ru/?p=380318

Интервью RT Вагита Алекперова

Запасы сланцевого газа и нефти имеются не только в США, но и в России. Однако их масштабная разработка пока невозможна по ряду объективных причин. О современном положении российской нефтедобывающей отрасли и перспективах использования новых технологий в эксклюзивном интервью RT рассказал президент компании «Лукойл» Вагит Алекперов.

По мнению Вагита Алекперова, растиражированное СМИ выражение «сланцевая революция» и представление Соединенных Штатов в качестве «первопроходцев» в этой области неверно. О том, что сланец насыщен углеводородом, известно давно.

«Об этом все знали, многие использовали его в промышленных целях. В частности, в России есть город Сланец в Ленинградской области около Санкт-Петербурга, где исторически добывался сланец. Из него делались смазочные материалы на базе углеводородов», — рассказал глава «Лукойла». Поэтому в историческом контексте справедливо вести речь о «технологической революции», совершенной Америкой в этой области.

Запасы сланцевого газа имеются и в других странах, но разработка подобных месторождений будет сопровождаться множеством проблем, как технологических, так и территориальных. В частности, необходимо будет решить судьбу населения, проживающего в районах залегания сланцев. Если рассматривать ситуацию с такой позиции, то построенная США инфраструктура, имеющийся потенциал сервисных услуг и инженерная разработка обеспечивают ведущие позиции американских компаний.

Вагит Алекперов отметил, что компания «Лукойл» уже изучила этот опыт и успешно ведет работы на месторождениях, аналогичных сланцевым залежам. «Эти технологии сегодня применяются на территории России. Мы уверены, что в будущем такие месторождения, как баженовская свита, будут разрабатываться по технологиям добычи сланцевой нефти и газа».

Говорить о том, когда подобные месторождения будут введены в разработку, пока рано. Решение подобных вопросов – прерогатива правительства РФ и президента. Но разведку и учет всех российских запасов нефти и газа необходимо вести уже сейчас, считает Алекперов.

«К сожалению, закон, который действует на территории Российской Федерации, сегодня не позволяет частным и зарубежным компаниям активно инвестировать в геологоразведку в арктических морях. Это связано с рядом вопросов, в том числе с экологией и обороной страны, — заявил президент «Лукойл» в интервью RT. — Но мы считаем, что закон все-таки должен быть скорректирован. И частным компаниям, российским юридическим лицам должно быть позволено вести геологоразведку на арктическом шельфе. А уже когда вводить месторождения в разработку, решало бы государство».

Разработка месторождений в Ираке
Тем временем компания реализует перспективные проекты за рубежом. Одним из них является крупнейшее месторождение «Западная Курна-2» в Ираке. Оно может быть введено в эксплуатацию уже в конце текущего года или в начале следующего. Ряд компаний проявляют интерес к этому проекту и предлагают «Лукойлу» партнерство, однако пока хороших и эффективных предложений не поступало.

Компания завершила самый сложный период подготовки ЗК-2. Завершено формирование коллективов, систем безопасности, подбор подрядчиков. Пройдены и все необходимые процедуры регистрации.

В целом ситуация в районе ЗК-2 и на юге Ирака стабильная и каких-либо эксцессов с работниками российской компании не происходило. «Впервые за историю Ирака правительство республики выделило средства и заплатило реальную стоимость селянам, у которых изымались земли под технологические объекты для обустройства месторождения ЗК-2», — отметил Алекперов. Помимо этого «Лукойл» реализует социальные программы для местного населения. Так, около 100 молодых людей из их числа бесплатно обучаются в российских вузах.

По мнению Алекперова, Ирак обладает большими запасами газа, однако месторождения пока только в начальной стадии разработки. Иракский газ, который может пойти в Европу через Турцию, способен повлиять на позиции России, однако это возможно лишь в отдаленной перспективе. Он считает, что «инфраструктура, которая создана «Газпромом» за десятилетия поставки газа на европейский рынок, и гибкая политика в области ценообразования позволит компании сохранить свой рынок газа в Европе».

Что касается мировых цен на нефть в 2013 году, то они, по ожиданиям президента «Лукойла», останутся в пределах $110-$120. Это удовлетворит как производителей, так и потребителей.
http://rt-russian.livejournal.com/1399174.html

Видео с полным интервью
http://youtu.be/SWIF-WskTlo

ru-deep-space: Восход Луны над городом

Это коллаж из 11 фотографий, сделанных за 27 минут и 59 секунд.


http://ru-deep-space.livejournal.com/124058.html

rbcdaily: Налогобложение российской нефтянки

05.03.2013
Эксперимент «60-66» в нефтянке обошелся в 122 млрд рублей

Налоговый режим «60-66», действующий более года и призванный стимулировать модернизацию отечественных нефтеперерабатывающих заводов, пока не оправдывает себя. Как стало известно РБК daily, Минфин и Минэкономразвития оценили потери бюджета от его действия в 122 млрд руб., при том что увеличения глубины переработки нефти не произошло. Систему пересматривать не будут, так как инвестиционный цикл, на который рассчитывалась «60-66», составляет пять лет.

Система «60-66» начала действовать с 1 ок­тября 2011 года. Ее целью было стимулировать добычу нефти и увеличивать глубину ее переработки на российских НПЗ. Для этого была снижена экспортная пошлина на нефть с 65 до 60% и унифицированы пошлины на темные и светлые нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть. Позже в налоговый режим «влилась» заградительная пошлина на бензин в размере 90% от пошлины на нефть. С 1 января 2015 года пошлина на темные виды топлива будет увеличена до пошлины на сырую нефть.

Минфин, Минэкономразвития, ФАС, Федеральная таможенная служба и Ростехнадзор подвели итоги действия системы в 2012 году, рассказал источник РБК daily, знакомый с ситуацией. Результаты неутешительные: из-за действия режима «60-66» выпадающие доходы федерального бюджета в 2012 году составили 122 млрд руб., подсчитали в Минфине.

Объем первичной переработки вырос на 4,9%, до 270 млн т (план предусматривал снижение на 20—25 млн т, до 230 млн т), а производство мазута выросло на 1,6% (до 74,3 млн т). Благодаря высоким ценам на нефть (111 долл. за баррель в 2012 году, тогда как параметры «60-66» рассчитывались из цены на нефть в 95 долл.) нефтяникам было выгодно экспортировать темные нефтепродукты, что они и делали. Только экс­порт мазута вырос на 5,3%. Всего доля темного топлива в нефтяном экспорте увеличилась с 22 до 23,3%, светлого уменьшилась с 11,3 до 10,7%. Между тем система «60-66» была рассчитана на то, чтобы привести к прямо противоположным результатам.

Одновременно затягивается и модернизация заводов. В 2011 году между владельцами НПЗ, с одной стороны, и ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом — с другой, были подписаны соглашения. В документах содержатся детальные планы по модернизации НПЗ и производству моторных видов топлива в период с 2011 по 2020 год. Но компании не успевают уло­житься в сроки. Среди нарушителей — «Сургутнефтегаз», «ТАИФ», «Новойл», «Газпром нефть» и ЛУКОЙЛ. В итоге ряд проектов по введению установок по глубокой переработке нефти был перенесен на период после 2015 года.

Источник РБК daily говорит, что многие ВИНК просили перенести сроки модернизации. Нефтяные компании выполняют программы модернизации с учетом тех корректировок, которые были внесены в соглашения, сказал РБК daily замглавы ФАС Анатолий Голомолзин. Детали он уточнять не стал.

Четырехстороннее соглашение с «Роснефтью» было скорректировано в июле 2012 года, после чего компания планы ввода установок не меняла, говорят в «Роснефти». В «Газпром нефти» отмечают, что 90% проектов будет реализовано к 2016 году, в 2018 году компания планирует полностью выполнить взятые обязательства.

Самый значимый плюс режима «60-66» — увеличение инвестиций в сектор up-stream. Объем капвложений в добычу в 2012 году составил 836,9 млрд руб., что на 107,8 млрд (или на 14,8%) выше уровня 2011 года. В результате произошла стабилизация производства нефти в традиционных регионах (Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, Калининградская область) за счет роста объемов эксплуатационного бурения.

Предварительные итоги действия системы «60-66» скоро будут подведены на заседании правительства. Пересматривать параметры налогового режима в ближайшее время не планируется, уверяет собеседник РБК daily. С учетом длительности инвестиционного цикла в нефтяной отрасли (3—5 лет) окончательные выводы будут сделаны уже ближе к этому сроку.

К тому времени правительство может значительно поднять пошлину на мазут, чтобы сделать экспорт нефти более предпочтительным, не исключает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. Возможность изменения параметров режима будет обсуждаться, но серьезных изменений не произойдет, полагают источники РБК daily. Анатолий Голомолзин сказал, что сейчас вопрос о повышении пошлины не стоит.

Получить дополнительные комментарии в Минфине, Минэкономразвития и Минэнерго не удалось.

19.03.2013
Чтобы стимулировать добычу, нужно повысить налог
В условиях снижения добычи нефти в традиционных регионах государство хочет, чтобы нефтяные компании больше вкладывали в освоение месторождений, и готово предоставлять налоговые льготы для некоторых проектов. Альтернативный вариант, который есть у бизнеса, — увеличить ставку НДПИ, но вычтя из расчета налога расходы на геологоразведку. Поддерживают эту идею и в госхолдинге «Росгеология», предлагая направлять заработанные таким образом средства еще и на разведку нераспределенных участков.

В настоящее время Минприроды рассматривает возможность введения налоговых вычетов на геологоразведку: из налога на добычу полезных ископаемых вычитать сумму инвестиций, сделанных компаниями в разведку месторождений. Представители нефтяного бизнеса поддержали идею и предложили свой вариант. Основатель «Геотек Холдинга» Николай Левицкий в ходе заседания генсовета «Деловой России» с участием министра Сергея Донского предложил увеличить размер НДПИ на 300 руб. на тонну, но при этом засчитывать 500 руб. на геологоразведку.

Это позволит разведочным компаниям на каждый рубль, вложенный нефтяной компанией, дополнительно получить 2 руб. софинансирования за счет государства. В итоге объем инвестиций в геологоразведочные работы (ГРР) увеличится на 150 млрд руб.

Идею частично поддерживают и в «Рос­геологии», о чем сообщил и.о. гендиректора ведомства Андрей Третьяков во время бизнес-конференции РБК «Нефть и газ России: проблемы и перспективы-2013».

Он уточнил РБК daily в кулуарах конференции, что на разведку лицензированных участков должна направляться только часть этой суммы. «Предлагаю часть из этой суммы отправить на изучение новых территорий из нераспределенного фонда недр, создать при министерстве (Минприроды. — РБК daily) или правительстве фонд геологоразведочных работ», — сказал Андрей Третьяков, отметив, что таким образом государство получит дополнительное финансирование на ведение геологоразведочных работ.

Недропользователи не хотят вкладывать в ГРР, так как государство выставляет на аукционы участки с низкой геологической изученностью и в условиях отсутствия инфраструктуры эти проекты становятся непривлекательными, отмечается в презентации «Росгеологии» к конференции. Кроме того, высокая монополизация сырьевого рынка не дает новым участникам поучаствовать в открытии запасов. В связи с этим встает вопрос о финансировании государством ГРР начальных стадий разработки.

До 2020 года на воспроизвод­ство минерально-сырьевой базы и геологического изучения недр (госпрограмма была одобрена правительством в феврале) будет выделено 3 трлн руб., из которых бюджетных средств — около 360 млрд руб., оставшиеся 2,7 трлн руб. — частные инвестиции. В «Росгеологии» предлагают развивать государственно-частное партнерство, при котором помимо финансового стимулирования власти берут на себя развитие инфраструктуры в привлекательных для недропользователей районах.

Эксперты прогнозируют нефте­до­бывающей отрасли тяжелые годы. Последние крупные месторождения на суше государ­ство продало в 2010-м (им. Требса и им. Титова) и 2012 году (Имилорское, Лодочное, им. Шпильмана). До вовлечения в разработку шельфа — а на это может уйти пять-десять лет — необходимо уделять больше внимания добыче на суше. При этом степень изученности, например, Восточной Сибири — 20—23%, Тимано-Печорской провинции — менее 60%. Недофинансирование ГРР за последние три года составило 450 млрд руб.

«Мы продолжаем жить за счет сырьевых ресурсов и постепенно вступаем в фазу снижения добычи в традиционных месторождениях и перехода на разработку новых, труднодоступных — в конце концов, впереди тяжелая работа на шельфе», — говорит старший аналитик ИФК «Солид» Артур Ахметов. По его мнению, введение налоговых вычетов на геологоразведку в конечном счете скажется на ускорении введения новых месторождений в фазу промышленной добычи. Это косвенно ускорит создание новых рабочих мест с высокой производительностью, что позитивно скажется и на нефтяных компаниях, на бюджете и имидже России.

При существующей налоговой нагрузке компаниям невыгодно вкладывать средства в геологоразведку: очень высоки риски, считает президент НО «Союз­нефтегазсервис» Игорь Мельников. Предлагаемые вычеты, а также другие меры, например увеличение финансирования ГРР со стороны государства, будут стимулами к увеличению инвестиций и работ на месторожде­ниях.

В России довольно долго качали только легкую нефть с крупных месторождений, не заботясь о дальнейшей судьбе скважин, и часто переходили от одной к другой, говорит управляющий директор компании «Трейд-Портал» Павел Филиппенков. В то же время в стране достаточное количество мелких и средних месторождений, работа над которыми станет более выгодной в связи с вычетами из НДПИ.

Предстоящая большая работа на шельфе — еще один повод стимулировать геологоразведку, так как без дополнительного пряника нефтяные компании неохотно идут в этот сектор, отмечает он. Эксперты уверены, что такой инструмент, как вычет расходов из НДПИ, во-первых, будет налагать на нефтяников ответ­ственность использовать средства по целевому назначению, во-вторых, это стимул к увеличению объемов геологоразведочных работ.

27.03.2013
Система «60-66-90» ждет переработки
На сегодняшний день существует множество стратегических документов, законов, подзаконных актов, в которые необходимо вносить изменения для обеспечения долгосрочного развития неф­тегазовой отрасли. Устарела Энергетическая стратегия России 2009 года, в которой предполагается рост всех производственных показателей без какой-либо экономической базы. Нереалистичные параметры обозначены в газовой генсхеме — например, по объему добычи газа на шельфе и его экспорту. Еще до ее утверждения начались отклонения от заданных параметров.

Нефтяная генсхема, которая была направлена только на обоснование необходимости изменения налогового режима, не дала ответ на стратегически важные вопросы: например, какой объем производства и переработки углеводородного сырья оптимален для России с учетом потребления и экспорта, какие налоговые поступления со всех природных богатств должны поступать в российский бюджет.

Система «60-66-90», действующая уже около полутора лет, полностью отражает факт отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли. Результаты режима ясны: увеличивается объем первичной переработки, а бюджет теряет около 20 млрд долл. в год. Что касается инвестиций в переработку, то посыл государства сомнителен. С одной стороны, повышенная пошлина на мазут стимулирует инвестиции в процессы углубления переработки (это плюс), а с другой — ожидания долгосрочно высокой маржи переработки (за счет субсидий) побуждают инвестировать в строительство НПЗ. Увеличение объемов и глубины переработки в соответствии с принудительными программами модернизации приведет к переизбытку низкосернистого дизельного топлива, который трудно будет сбыть на внешних рынках. Сохранение же более высоких пошлин на бензин не стимулирует его производство, и многие компании отказываются от планов по строительству установок каталитического крекинга. В результате проблема его дефицита в сезон пикового спроса решена не будет, и на внутреннем рынке сохранятся премии к экспортному паритету.

Инвестирование — это процесс долгосрочный, установки каталитического и гидрокрекинга строятся не меньше пяти лет, и, чтобы принять сегодня соответствующее решение, компании должны себе четко представлять хотя бы направления налоговой и таможенно-тарифной политики. Есть решение пока систему «60-66» не менять, но для компаний сохранится неопределенность с долгосрочной доходностью переработки и последствия этого скоро будут видны.

При выполнении уже реализуемых проектов модернизации рынок бензина в стране будет к 2020 году сбалансирован, а при выполнении всех заявленных планов будет даже профицит бензина. Но только при сохранении субсидий. При ужесточении таможенного режима в переработке инвестиции не окупятся, операционная деятельность ряда НПЗ будет убыточной, что может привести к сокращению объемов переработки и риску дефицита на внутреннем рынке. Такая модернизация не нужна.

Налоговый кодекс в части природных ресурсов у нас постоянно и бессистемно меняется. Реализуются проекты, носящие адресный характер: налоговые льготы получают либо отдельные компании, либо месторождения. Процесс стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов зашел в тупик. Реализация системного подхода по предоставлению адресных льгот по экспортным пошлинам также забуксовала. Ни одно значимое для отрасли решение за последний год принято не было.

Государство должно определить приоритетные направления развития добычи. Сейчас активно обсуждается шельф, но это отдаленная перспектива. Шельф к 2030 году даст менее 50 млн т добычи из уже известных проектов, возможные новые открытия будут вовлечены в разработку за пределами этого горизонта.

Существует целый ряд объектов, которые можно развивать. По ним могут быть приоритеты с учетом стоимости, сроков ввода в эксплуатацию и эффекта влияния на уровень добычи и налоговых поступлений. Определившись с этими приоритетами, государство сможет адекватно прогнозировать, какие будут профили добычи и кто и сколько с этого получит.

Одновременно необходимо иметь адекватные прогнозы потребления нефтепродуктов в России — сколько бензина, дизельного топлива будет потребляться к 2020-му, к 2030 году. На структуру потребления моторных топлив помимо роста экономики и автопарка напрямую влияет государственная политика, прежде всего через дифференциацию акцизов на нефтепродукты и таможенные пошлины на импортируемые автомобили. Государство здесь должно занимать проактивную позицию, чтобы формировать топливный баланс на долгосрочную перспективу. Необходимо определить, хотим ли мы идти по пути дизелизации, как в Европе, имея в виду, что дизельное топливо у нас — избыточный продукт, или постоянно балансировать на грани бензинового дефицита. Только после этого можно разработать качественно новую таможенно-тарифную систему взамен «60-66-90-100».

Если переработка требует государственной субсидии, то перерабатывать нефти больше, чем требуется для покрытия потребности страны в моторном топливе, не надо. Соответственно, не нужно строить дополнительных мощностей по первичной переработке. Эта структура должны быть оптимальна с точки зрения внутреннего спроса, возможностей экспорта и доходов бюджета.

После вступления России в ВТО сближение пошлин на нефть и нефтепродукты возможно только через снижение пошлин на нефть и компенсацию выпадающих доходов бюджета повышением НДПИ. Учитывая многочисленные действующие льготы по НДПИ и экспорт­ным пошлинам, можно констатировать: система «60-66-90-100» стала громоздкой, неуправляемой и требует пересмотра. Надо проанализировать эффективность существующих льгот для компаний, понять, как эти льготы повлияют на добычу в долгосрочной перспективе, какие будут бюджетные поступления от нефтянки через 10—15 лет, и принять наконец системное решение по реформированию налогообложения отрасли.

Еще одна сторона pek oil — выпадение доходов бюджета вследствие неясности целей стимулирования нефтяных компаний

tut.by: Топ-10 провальных топливных проектов правительства

На каждый более менее успешный белорусский проект в нефтегазовом бизнесе приходятся четыре-пять неудачных. «Завтра твоей страны» составил топ-10 топливных проектов, закончившихся бесславным поражением правительства.

История краха самых крупных проектов
Создание совместной нефтегазовой компании «Славнефть», участие в программе ООН «Нефть в обмен на продовольствие» в Ираке, добыча нефти в Венесуэле, продажа «Белтрансгаза», растворительно-разбавительный бизнес. Эти сделки и схемы, хотя и с оговорками, но можно отнести в актив белорусских властей. Но на каждую из них приходится, по меньшей мере, четыре-пять проектов, в которых правительство понесло серьезные экономические и репутационные убытки.

1. «Кобрин — Велке Капушаны»

Построить новую магистраль газопровода «Кобрин — Велке Капушаны», пропускная способность которой должна была составить 60 млрд кубометров газа, планировалось в 2000-2003 годах. Это была своеобразная месть Украине за несговорчивость по транзиту российского газа. Для Беларуси реализация проекта позволила бы увеличить транзит на 30 млрд кубометров в год.

Кроме «Газпрома» соответствующий меморандум подписали недовольные необязательностью Киева «Газ де Франс», немецкие компании «Рургаз», «Винтерсхалл» и итальянская «Снам». Но украинцы пообещали исправиться, и про газопровод «Кобрин — Велке Капушаны» вскоре забыли.

2. Попытка национализации «Запад-Транснефтепродукта»

В 2002 году Высший Хозяйственный Суд Беларуси неожиданно отменил регистрацию российского предприятия «Транснефтепродукт». Этому дочернему предприятию «Транснефти» после дележа советского имущества достались несколько нефтепродуктопроводов, перекачивающих бензин и мазут для белорусских потребителей и на экспорт.

Непонятно, на что рассчитывал Минск, фактически дезавуируя Бишкекское соглашение – один из важнейших документов, регулирующих имущественные отношения между бывшими республиками СССР. Спор затянулся на два года, по его итогам право России на нефтепродуктопроводы было полностью восстановлено.

3. Интеграция нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»
В 2002 году представители России, Беларуси, Украины, Хорватии, Венгрии и Словакии подписали соглашение об интеграции нефтепроводов «Дружба» и «Адрия». Его целью был транзит российской нефти по системе бывших советских нефтепроводов в глубоководный хорватский порт Омишаль, а оттуда танкерами в обход закрытого Босфорского пролива на мировой рынок.

Беларусь рассчитывала получить значительный рост объемов транзита, но из-за многочисленности участников и, как следствие, различий их интересов проект не состоялся.

4. Нефтяной тендер в Судане
В 2004 году «Белоруснефть» на пике двусторонних отношений с Суданом попыталась получить доступ к тамошней нефти.

Компания приняла участие в международном тендере по одному из перспективных участков в нефтегазовом блоке № 15 на шельфе Красного моря.

В торгах белорусы, не получив бонусы от суданских властей, проиграли конкуренту из Саудовской Аравии.

5. Освоение месторождения Джуфейр в Иране
В 2007 году белорусы сделали очередную попытку добычи нефти за рубежом. «Белоруснефть» получила в разработку месторождение Джуфейр, подписав с Национальной иранской нефтяной компанией контрактное соглашение на 500 млн долларов.

В 2011 году, не объявив о причинах, «Белоруснефть» вышла из проекта. По сообщениям иранских СМИ, причинами стали разногласия сторон, касающиеся методов и технологий ведения работ, а также денежной компенсации иранской стороне за использование Беларусью ее месторождения. По одной из версий, белорусы добывали меньше, чем обязались по контракту.

6. Прокачка ливийской нефти через Латвию
В 2007 году на фоне очередного обострения топливных отношений с Россией возникла идея реверсивного использования трубопровода «Сургут – Унеча – Полоцк – Вентспилс» для доставки нефти на новополоцкий «Нафтан». В частности, рассматривался вариант закупки сырья в Ливии и поставки в Беларусь не менее 10 млн тонн нефти.

Дальше идеи дело не пошло.

7. Добыча и переработка горючих сланцев
Этот проект, наверное, еще более авантюрный, чем предыдущий. Но, несмотря на неизвестность инвестора (Polar Stars Group из Люксембурга), которому отдали на откуп месторождение, он просуществовал в течение 2008-2011 годов.

Планировалось, что в Беларуси будут построены рудники и горно-обогатительные комбинаты мощностью по переработке сланцев 5 млн тонн в год. Кроме того, должны были быть возведены электростанции на 500 МВт и энерготехнологический комплекс по глубокой переработке сланцев, в том числе в моторное топливо.

Только в 2011 году белорусское правительство приняло решение расторгнуть инвестиционный договор с несостоятельным партнером.

8. Поставки нефти из Венесуэлы

На протяжении 2010-2011 годов, импортируя нефть из Венесуэлы, белорусские власти пытались убедить Москву, что найдена альтернатива российскому сырью.

Идея возникла как реакция на введение Россией экспортных пошлин на нефть. В 2010 году Белорусская нефтяная компания и венесуэльская PDVSA заключили рамочное соглашение на поставку 30 млн тонн нефти в 2011-2013 годах: по 10 млн тонн ежегодно. С мая 2010 года были организованы караваны танкеров (по 2-3 в месяц) в Одессу (Украина), Мууге (Эстония) и Клайпеду (Литва), откуда по железной дороге нефть доставлялась на белорусские НПЗ.

В 2011 году в дополнение была организована прокачка нефти в аверсном режиме по нефтепроводу «Одесса — Броды». При этом венесуэльская нефть в рамках трехсторонних договоренностей была заменена азербайджанской. Беларусь гарантировала Украине прокачку в течение 2011-2012 годов по 4 млн тонн нефти в год, а в перспективе обещала и 8 млн тонн.

Но поток практически иссяк уже в 2011 году. Экономическая целесообразность этого проекта изначально выглядела сомнительной. Россия, стремясь втянуть Беларусь в ЕЭП, отменила дискриминационную пошлину и возобновила поставки нефти на белорусские НПЗ.

Правда, как были урегулированы вопросы по соглашению с венесуэльцами, у которых Беларусь обязывалась покупать определенные объемы нефти, а также с украинцами, которым обещали определенные объемы транзита, неизвестно.

9. Терминал сжиженного природного газа

Этот проект белорусы планировали реализовать в 2010-2011 годах вместе с литовцами. Он должен был стать весомым аргументом в спорах с «Газпромом».

Катарский, нигерийский или другой сжиженный газ, который по видению белорусских чиновников должен был поступать на совместный терминал на Балтике, там бы разжижался и потом по системе газопроводов отправлялся в Беларусь. Однако план провалился, построить терминал не удалось. В результате пришлось продавать «Белтрансгаз», чтобы получить скидку от «Газпрома».

10. Третий НПЗ

В 2012 году Новополоцкий завод белково-витаминных концентратов был передан как имущественный комплекс частному белорусскому нефтетрейдеру «Интерсервис». Одним из условий сделки с государством стало обязательство «Интерсервиса», который называли одним из участников растворительно-разбавительного бизнеса, построить третий нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Беларуси. В 2012 году было зарегистрировано ОАО «Новополоцкий НПЗ».

Но с исчезновением растворительно-разбавительной схемы пропал интерес и к третьему НПЗ. Сейчас ОАО «Новополоцкий НПЗ» перепрофилировался на выпуск строительных металлоконструкций.

Подозрительное поручение Путина
Не исключено, что список провальных топливных проектов пополнит газопровод «Ямал — Европа-2». Напомним, что к строительству второй нитки «Ямал — Европа», от которой отказались из-за запуска Nord Stream и South Stream, «Газпрому» поручил вернуться президент России Владимир Путин. Но и официальный Минск еще несколько лет тому назад выражал заинтересованность в этом проекте. Планируется, что его реализация позволит «Газпрому» увеличить мощности по прокачке газа в направлении Польши, Словакии и Венгрии с нынешних 33 млрд кубометров до 48 млрд кубометров в год.

Вторая нитка изначально входила в расширенный проект строительства газопровода «Ямал — Европа». Его первая очередь была сдана в 1999 году, на полную мощность он заработал в 2006 году. Что касается второй очереди, то планировалось начать ее строительство в 2001 году, но в 2004 году Москва приняла решение заморозить проект. В конце 2000-х годов начали внедряться альтернативные направления доставки российского газа европейским потребителям Nord Stream и South Stream, которые, казалось, навсегда похоронили планы строительства второй очереди «Ямал — Европа».

Тем неожиданней и подозрительней выглядит его реанимация.

Возникает множество вопросов, на которые пока не получено ответов.

Первый из них связан с «актуальностью» темы: предложение Путина по второй нитке возникло на фоне очередного витка напряженности в отношениях Киева и Москвы и может быть только одним из традиционных средств давления Кремля на соседей.

Договорится ли Кремль с Брюсселем?
Второй комплекс вопросов нужно адресовать европейским политикам: без одобрения Брюсселя ни Польша, ни другие члены Евросоюза, которых он касается, никогда не одобрят проект. И нужно учитывать, что Брюссель в последние годы активно борется с возрастающим влиянием «Газпрома» в топливном секторе европейской экономики, расценивая поставки газа в том числе и как один из инструментов кремлевской политики в Европе.

Третий очевидный вопрос – экономическая эффективность проекта. Построить вторую линию «Ямал-Европа» планируется к 2018-2019 году после запуска South Stream. Транзитные мощности «Газпрома» уже сейчас превышают объемы контрактов на поставки газа до этого периода. Не говоря об экономической целесообразности новой ветки для самого «Газпрома», «Ямал — Европа-2» вряд ли одобрят участники Nord Stream и South Stream, для которых он – конкурент в распределении транзитных потоков.

Четвертый вопрос происходит из того, что доходность продаж российского газа в Европе падает в последние годы. Практически все крупнейшие потребители «Газпрома» за два последних года добились пересмотра условий долгосрочных контрактов в сторону понижения цен. Со своей стороны Евросоюз постоянно поощряет конкуренцию со стороны альтернативных поставщиков трубопроводного газа, также из года в год растут поставки сжиженного газа из Катара, Нигерии. Нельзя не учитывать и планы некоторых европейских государств и компаний в добыче сланцевого газа.

http://news.tut.by/economics/343302.html

Комментарии в статье
— Провальных проектов не бывает! Отрицательный результат — тоже результат. На фоне поставок венесуэльской нефти Россия пошла навстречу по нефтяному балансу и ценам!!!

— Когда определённые органы проверяют отдельные сделки на госпредприятих, то отрицательные результаты по ним выливаются в уголовные дела. Риски возможны только в частном бизнесе.

— в реальном мире бизнеса планы и проекты реализутся хорошо если каждый десятый, ибо только убедивщись в абсолютной выгоде проекта, люди будут вкладывать в него деньги. Но даже при таком подходе проекты иногда не приносят запланированых прибылей, а иногда вылетают в трубу. Везде, во всем мире.

— В приведенном списке нет ни одного реального проекта, только планы, большинство из которых не пошли дальше обсуждения специалистами, и вот почему: 1)Кобрин — Велке Капушаны — планировалась не как «магистраль», а как перемычка между распределительной сетью Польши и магистральным газопроводом Торжок-Минск-Ивацевичи, таких перемычек со времен союза существовало две (карта на сайте Белтрансгаза), но они сравнительно небольшого диаметра, поэтому пропускная способность очень низкая. В тот момент Газпром хотел поставить Украину на место, это был один из рычагов давления, Ямал-Европа работал тогда по минимому, а Украина шантажировала Газпром перекрытием вентиля. Спор удалось решить, на перемычку не оформили даж проект. Какое отношение к этому имеет правительство РБ? Даже при его возможном строительстве транзит через Беларусь возрастал примерно на 1%.
2) Запад Транснефтепродукт на 2013 год чуствует себя великолепно. При этом является ЧПУПом.
3) Дальше говорильни на уровне правительств не пошло. Гомель Транснефть Дружба работат практически с полной загрузкой, дальнейшее увеличение прокачки только строительством лупингов (паралельных нефтепроводов), очень дорого. 4) Проигрыш тендера — провал века. 5)Экономически не выгодно, только только окупает саму себя. 6)Технические проблемы с линейной часть нефтепровода, дальше обсуждения специалистов не пошло. 7)Тут не знаю, ни имел к этому отношения. Но сам факт наличия инвесторов, и расторжения договора до начала работ как бы намекает нам, что траты государства на него минимальны. 8)Экономически выгодно при повышенных пошлинах России на нефть, после снижения пошлин — нефть стало выгодно продавать прямо в Венесуэле. 9) Проблемы с экономикой, ТЭО показало, что такой газ будет дороже, чем газпромовский, даже по европейским ценам. 10)Государство продало умершее предприятие, с огромными долгами и отсутствием перспектив частному инвестору под определенные обязательства, дальнейшая судьба данного объекта промышленности и выполнение обязательств — частное дело инвестора. Тем более, если сроки выполнения проекта ну никак не 2013 год. Вторая ветка Ямала перспективна только при наличии рынка сбыта нового объема газа в Европе, о её строительстве будут решать Москва и Германия, Беларусь здесь статист, но при положительном решении это принесет определенную выгоду.

— Статья бред. Ожидал увидеть тут провалившиеся проекты, как следует из названия, собственно, а увидел список нереализованных планов. Какие провалы? Была идея, просчитали, признали невыгодной, отказались Это провал? А восьмой и девятый пункт однозначно в плюс. Без этих проектов мы бы однозначно не имели сегодняшних условий ни по нефти, ни по газу.

— Восьмой пункт,венесуэльская нефть показал неспособность Беларуси осуществлять глобальные проекты ,как экономически,безденежье так и технически,громогласно объявлено о приёме в 2010 году 4 млн тонн ,получено менее полутора,объявлено о существенном увеличении выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ ,но наладить раздельную переработку не смогли.России было выгодно наблюдать на тщетные потуги наладить альтернативные поставки,более того российские компании Северсталь,Лукойл,структуры Абрамовича,РЖД даже помогали в этом проекте.Россия могла бы чисто технически,без всяких экономических санкций прекратить этот проект в зародыше.В сухом остатке убыток от проекта ,потеря части нефтяного транзита по своей территории и ещё большая зависимость от российского сырья.

— ещё один провальный проект,попытка добычи нефти в России.Это как своё время выделили российские власти месторождение Лигинское в НАО,под это дело была создана Белорусско-Ненецкая нефтяная компания,которая благополучно обанкротилась,так как белорусская сторона не обеспечила финансирование геолразведки и бурения…Ну и первый по потере денег на ровном месте-это своп венесуэльской нефти с Азербайджаном.

Journal of Petroleum Technology, 1957: о геофизиках, геологах и буровиках


http://vankoroil.livejournal.com/13600.html

Рейтинг богатейших нефтегазовых стран

По расчетам РИА Рейтинг, лидером рейтинга является Катар, в котором в среднем на одного гражданина приходится более 6 млн долларов запасов нефти и газа. Для сравнения, эта сумма примерно равна зарплате среднего россиянина за 600 лет. Столь значительные объемы запасов обеспечили Катару фантастический экономический рост в последние годы, и на данный момент эта страна является богатейшей в мире по показателю ВВП на душу населения.

Вторыми по нефтегазовому богатству в мире являются жители Кувейта. В этой небольшой ближневосточной стране на каждого гражданина приходится более 4 млн долларов запасов нефти и газа.
Россия, имея самые большие запасы газа в мире, и входящая в 10-ку стран, с крупнейшими запасами нефти, заняла лишь 17 место в рейтинге, что во многом связано с относительно большой численностью населения. Суммарно российские коммерческие запасы нефти и газа можно оценить примерно в 23.5 трлн долларов. При этом на каждого россиянина приходится в среднем не так уж и много — 165 тыс. долларов запасов, что в 35 раз меньше, чем у Катара, но примерно в те же 35 раз больше, чем в среднем по миру.

http://ria.ru/infografika/20130319/928007562.html

О влиянии НПЗ с низкой глубиной переработки на российский ТЭК

http://energyland.info/news-show-iz_pervih_ust-neftegaz-101593

Житель Новосибирска через подкоп похитил 30 тонн нефти

Полиция арестовала изобретательного жителя Новосибирской области, который несколько месяцев незаметно воровал нефть через подземный тоннель. Мужчина похитил около 30 тонн нефти из магистрального нефтепровода, проходящего неподалеку от его дома.

Как сообщают российские информагентства, полиция задержала 52-летнего предпринимателя Антона Сурнина, жителя Мошковского района Новосибирской области. Он прокопал тоннель протяженностью 60 метров, пролез по нему до магистрального нефтепровода «Омск-Иркутск», сделал врезку и подсоединил шланг.

Мужчина воровал «черное золото» на протяжении трех месяцев. Всего ему удалось похитить около 30 тонн нефти. Нанесенный им ущерб оценивается в 500 тыс. рублей.

При этом Сурнину почти не удалось заработать на добыче топлива, напротив, он изрядно поистратился. Мужчина признался, что затея оказалась убыточной. Ему приходилось тратить деньги на решение постоянно возникавших технических проблем. К тому же нефть то и дело проливалась и он ходил весь перепачканный.
Горе-нефтянику были предъявлены обвинения по статье «кража, совершенная из нефтепровода в крупном размере». Теперь ему грозит наказание в виде тюремного заключения на срок до шести лет.
http://rt-russian.livejournal.com/1430794.html

Об уровнях добычи и ценах на сырьевые товары

США, природный газ

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=d1

Central and Northern Appalachian Basins (CAPP and NAPP)

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10771
— — — —
В США цены на природный газ растут, добыча стагнирует с начала января

http://iv-g.livejournal.com/862980.html

OPEC: Monthly Oil Market Report, April 2013

— — —
i/ ОПЕК ожидает в 2013 году по сравнению с предыдущим прогнозом роста ВВП:
— в мире и Индии — неизменный
— в США и Китае — увеличение
— в Европе уменьшение
ii/ спекулятивная активность по биржевым товаром падает, но по WTI высока.
iii/ уровни добычи нефти в ОПЕК и вне ее почти постоянны с начала 2013 года
iv/ ОПЕК опять в 1 квартале добыла больше, чем нужно, опустив цены и поддержав экономический рост
v/ объем бурения уменьшился за месяц везде, кроме Алжира, где добыча падает с 2011 г.

11.04.2013
Эксперты Международного энергетического агентства (МЭА) немного понизили собственный прогноз роста потребления нефти и нефтепродуктов мировой экономикой в 2013 г. Ежемесячный доклад МЭА о состоянии и перспективах мирового рынка нефти был опубликован сегодня в Париже.

Ожидается, что в 2013 г. потребление нефти мировой экономикой увеличится относительно предыдущего года на 795 тыс. барр./день и составит порядка 90,6 млн барр./день. Месяцем ранее предполагалось, что потребление нефти мировой экономикой в 2013г. превысит показатель предыдущего года на 820 тыс. барр./день. Таким образом, прогноз роста потребления нефти был понижен на 25 тыс. барр./день, следует из данных МЭА.

Нефтедобыча в мире по итогам марта 2013 г. уменьшилась относительно предыдущего месяца на 120 тыс. барр.

В том числе добыча сырой нефти в странах ОПЕК в марте снизилась на 140 тыс. барр./день. В марте уменьшили добычу нефти Нигерия, Ливия и Иран, в результате чего добыча нефти по ОПЕК сократилась до 30,44 млн барр./день, отмечено в докладе МЭА.

Вместе с тем страны вне ОПЕК в марте увеличили собственную нефтедобычу, которая по итогам I квартала составила более 54 млн барр./день. По итогам I квартала 2013 г. нефтедобыча стран вне ОПЕК на 650 тыс. барр./день превысила показатель за I квартал 2012 г.

Ожидается, что по итогам 2013 г. возобновится экспорт нефти из Южного Судана, в результате чего страны вне ОПЕК будут поставлять на мировой рынок порядка 54,4 млн барр. нефти ежедневно, что на 1,1 млн барр./день превысит итоговый показатель 2012г., прогнозируют представители МЭА.

Промышленные запасы сырой нефти и нефтепродуктов в странах ОЭСР в феврале 2013 г. снизились по сравнению с предыдущим месяцем на 32,9 млн барр. и составили 2,664 млрд барр. В том числе запасы нефтепродуктов в странах ОЭСР в феврале из-за сокращения объемов нефтепереработки уменьшились на 29,0 млн барр.
http://www.rbc.ua/rus/top/economic/mea-ponizilo-prognoz-rosta-potrebleniya-nefti-v-2013-g-11042013131500

Brent WTI Spread

— — — — — — — —
Несмотря на почти линейное падение цены Brent c начала февраля, цена все еще не пробила уровень 100, а цена корзины ОПЕК в среднем в 2013 г. всего на 51 цент меньше, чем в 2012 г.
Brent WTI Spread почти линейно падает с 11 февраля и сейчас почти у самых минимумов

— — — — — — — —
Товарный рынок
Почему при масштабной эмиссии от ФРС и ЦБ Японии промышленные металлы и нефть падают? Речь идет о работе над ошибками QE2. Как вы хорошо помните, отличительной особенностью той программы был практически параболический рост едва не всех сырьевых товаров. Это привело к экономическому спаду или, по меньшей мере, к серьезному негативному эффекту в экономике, т.к. США, Англия, Европа и Япония являются чистыми импортерами сырья, поэтому рост цен на комодитиз привел к инфляции издержек. Это вылилось с одной стороны в сокращение рентабельности предприятий, а с другой стороны к росту цен, т.к. многие компании перекладывали издержки на потребителей. В условиях стагнации спроса, рост цен на продукцию привел к стагфляции – цены растут, покупательская способность населения падает, реальный спрос очень низкий.

Чтобы не играть с огнем, то центробанки и правительства между банками договорились проводить аллокацию избыточных активов на фондовых рынках, а не сырьевых рынках. Так называемая, политика сдерживания. Делается все возможное, чтобы удержать комодитиз в стабильном состоянии, чтобы не было избыточного роста цен, но и чтобы падения резкого не было, иначе пострадают нефтекартели, которые имеют приличное лобби в правительстве. Товарные рынки сохранят относительно широкий коридор, но любые попытки чрезмерного роста будут гаситься, что очень сильно отличает политику при QE3 и при QE2.

Рынок драгоценных металлов
Тут также все прозрачно. Если допустить истерию с золотом и серебром, то это может подорвать доверие к доллару, т.к. на каждый новый максимум по золоту инвестиционное сообщество задавалось бы вопросом, а насколько надежны доллар и трежерис? Чтобы таких вопросов в принципе ни у кого не возникало, то не только необходимо избежать роста золота и серебра, но крайне желательно организовать нисходящий тренд, чтобы отпали все вопросы, касаемые силы и надежности доллара. Также работает «политика сдерживания и ограничений». Иными словами ФРС через сеть аффилированных структур ограничивает истерику с драгоценными металлами для сохранения устойчивости резервного статуса доллара. Это крайне важно тогда, когда они проводят QE3. Я бы сказал это первостепенная, стратегическая задача.
http://spydell.livejournal.com/493103.html

Доклад Сечина на 32-ой ежегодной конференции по вопросам нефти и газа IHS CERAWeek

6 марта 2013

03

Растущий спрос на углеводороды и недостаточный объем новых открытий традиционной нефти привели к середине 2000-х годов к прогрессивному снижению обеспеченности мировой экономики ресурсами нефти.

Это стало одним из факторов роста цен, что в свою очередь создало условия для появления в отрасли принципиально новых технологий. Технологическая революция в мировой нефтегазовой промышленности делает возможной добычу все более сложных для разработки видов ресурсов.

Теперь точно ясно, что все опасения недостаточности ресурсов нефти необоснованны. Действительно, легкодоступные запасы в основном уже разработаны предшествующими поколениями. Именно они обеспечили сегодняшний уровень развития мировой экономики.

Однако, новые технологии позволяют переходить к разработке нефти и газа в удаленных регионах, на глубоководном шельфе, в Арктике, в низкопроницаемых, в том числе сланцевых формациях. Результатом технологического прогресса является выявление значительного потенциала нетрадиционных ресурсов, таких как сланцевый газ и нефть, разработка которых не рассматривались в практическом ключе еще 10 лет назад.

По текущим оценкам их ресурсная база практически сравнялась с традиционными ресурсами, и оценки продолжают увеличиваться по мере развития технологий. А впереди, возможно, газогидраты, водородная энергетика.

Стоимость разведки и разработки запасов углеводородов выросла, по оценкам «Ай-Эйч-Эс Херолд», в три раза за последние 15 лет. Да, такое развитие технологий было профинансировано за счет роста цен на углеводороды. Важно также отметить и выгоды для экономики: инвестиции в разработку высокотехнологичных ресурсов нефти и газа распространяются на всю экономику, создавая рабочие места, развивая смежные отрасли, в том числе в странах-потребителях, обеспечивая с одной стороны поставки сырья и с другой – импорт оборудования в страны-производители.

Мультипликативный эффект одного доллара инвестиций по разным оценкам дает от 3 до 7 долларов роста ВВП. Таким образом, за счет привлечения большого количества производителей и поставщиков услуг выигрывают все общество, а не только нефтегазовые компании.

Углеводородные ресурсы присутствуют в той или иной степени повсеместно на Земле. Не всегда для них находятся коллекторские породы и ловушки, но прогресс технологий открывает для нас новые категории ресурсов, зачастую в регионах, не славившихся прежде нефтегазодобычей.

Таким образом, мы видим и приветствуем наступление новой эры – эры высокотехнологичных нефти и газа.
Такие масштабные задачи являются вызовом для всех участников рынка, создают условия для переформатирования отрасли, ее консолидации на базе новой технологической платформы. Компании, имеющие затруднения с пополнением ресурсной базы или наоборот, недостаточную эффективность в ее освоении, неготовность к этим новым условиям, рискуют.

04

05

На протяжении 2009-2011 годов замещение запасов превышало 200% в год, за 2012-ый мы заместили 130% и сделали это дешевле наших конкурентов. Стоит отметить, что эти данные роста пока не учитывают наши шельфовые проекты, тем не менее, они подчеркивают значимость России как перспективного источника открытия новых запасов.

06

Роснефть стремится стать технологической компанией. В добыче мы уже активно используем такие методы, как многостадийный гидроразрыв пласта в сочетании с горизонтальным бурением. Особенности наших залежей требуют разработки и адаптации технологий стимулирования пласта, эту программу мы ведем сегодня с участием наших партнеров из Статойла и ЭксонМобил.

Наши специалисты широко применяют бурение горизонтальных скважин с отходом от вертикали до 7 км, в т.ч. на шельфе, и с эффективной проводкой до 1 км в пластах толщиной всего 3-4 метра. Ведется разработка низкопроницаемых карбонатных залежей горизонтальными скважинами, в том числе многоствольными.

07

Месторождение является крупнейшим новым нефтяным проектом в постсоветской России. Нашим строителям и буровикам пришлось осваивать месторождение в труднодоступном районе Восточной Сибири и запустить его всего за 6 лет, несмотря на полное отсутствие инфраструктуры и суровые климатические условия: зимой температура до –57°С, летом до +30°С, сегодня утром на Ванкоре было −44°С. Тундра, сплошная заболоченность, вечная мерзлота с неоднородной структурой.

Мы уже открыли на Ванкоре запасы 3Р в объеме 3,9 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, разработка которых позволила достичь стабильного уровня добычи нефти более 400 тыс. баррелей в сутки. Интеграция активов ТНК-BP позволяет нам нарастить ресурсную базу этого региона на 2,7 млрд баррелей нефтяного эквивалента.

С 1994 года эти запасы не разрабатывались из-за необходимых колоссальных инвестиций, теперь это станет возможно с учетом значительных синергий по использованию транспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры, созданной Роснефтью на Ванкоре.

Интегральная реализация проектов по развитию Ванкорской провинции позволит получить экономический эффект порядка 4 – 5 млрд. долларов. Это только один из примеров. Также значительные синергии будут реализованы при совместной разработке Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений, Верхнечонского месторождения

08

Роснефть является лидером в разработке Сахалинской нефтегазовой провинции. Компании принадлежит более
30 лицензий на суше (оператор Сахалинморнефтегаз), ещё в 1928 году сахалинские нефтяники получили первые баррели нефти. Сегодня Роснефть работает в уникальных проектах на шельфе Охотского моря – Сахалин — 1, 3, 5, разработка Северного Чайво, ряд других шельфовых месторождений.

Разработка месторождений ведётся как с суши, так и с морских платформ с использованием новейших технологий. Примером может послужить рекордная наклонно-направленная скважина длиной более 12 км, пробуренная на проекте Сахалин-1 с помощью не имеющей аналогов в мире буровой установки «Ястреб».

09

Роснефть – крупнейший недропользователь на российском шельфе. Ожидаемые извлекаемые ресурсы на наших лицензиях превышают 275 млрд. барр. н.э. по оценке независимых экспертов. Программой ГРР предусмотрено бурение 96 скважин.

Осуществляется обмен активами, технологиями, специалистами. Рад сообщить, что в рамках работы данной конференции мы подписали с ЭксонМобил соглашение о вхождении в блок «Локи» в центральной части Мексиканского залива с долей 30%. В феврале мы заключили соглашение о вхождении Роснефти в проект Пойнт Томпсон на шельфе Аляски. В прошлом году мы вошли в проект по добыче трудноизвлекаемой нефти — Кардиум в Канаде. Только на первом этапе освоения шельфа суммарные инвестиции составят порядка 500 млрд. долл. – эффект будет ощутим в глобальном масштабе.

10

Оценка ресурсной базы только этого блока составляет более 35 млрд. барр. нефтяного эквивалента, а ресурсов Карского моря в целом — более 100 млрд. барр. нефтяного эквивалента.

11

Не менее половины ресурсной базы Арктики составляет природный газ. Перед нами стоит задача по коммерциализации этих объемов, которая может быть решена только за счет развития инфраструктуры СПГ.
Мы уже приступили к переговорам с потенциальными заинтересованными потребителями о будущих поставках СПГ.

12

Мы обладаем огромным, еще не до конца оцененным потенциалом трудноизвлекаемой нефти. Хотел бы остановиться только на одном типе залежей – так называемой Баженовской свите. Извлекаемые ресурсы только данной геологической формации составляют свыше 22 млрд. барр. нефти, что для сравнения составляет почти половину от ресурсов сланцевой нефти в США. Около половины этих ресурсов находятся в периметре лицензионных участков Роснефти и ТНК-ВР.

По своим характеристикам нефтесодержащие структуры Баженовской свиты близки к сланцам США. Мы уже приступили совместно с компаниями ExxonMobil и Статойл к исследованиям и подготовке к опытно-промышленной разработке трудноизвлекаемой нефти в России с применением технологий, отработанных в Северной Америке.

13

Новые налоговые инициативы Правительства России делают новые регионы добычи в России одними из лидеров по фискальной привлекательности для инвесторов.

Важным элементом налоговой реформы в нефтегазовом секторе России является фискальная стабильность, что
позволяет уверенно осуществлять масштабные инвестиции в новые нефтедобывающие проекты.

14

Это комплексная сделка; в результате нее мы не только значительно расширяем географию нашей деятельности и увеличиваем масштаб бизнеса. ВР становится нашим вторым крупнейшим акционером после государства, с долей почти 20%.

http://www.rosneft.ru/news/today/07032013.html
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_speech_ru.pdf
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_week_ru.pdf

— — — — — — — — — —
Выводы
i/ Официально на самом высоком уровне признан пик (плато) добычи традиционной нефти (слайд 03)

ii/ Единственные относительно новые традиционные нефтяные активы Роснефти на данный момент — Ванкор и Сахалин (слайд 07, 08)

iii/ Данные (слайд 05) по эффективности проведения геологоразведочных работ ограничивается 2009-2010 гг. Из сравнимых с Роснефтью нефтяных компаний по средним затратам на прирост и разработку наиболее близок ЛУКОЙЛ, причины все те же — советское наследство. Относительный новичок Petrobras, концентрирующийся на шельфе, куда так стремится Роснефть, имеет указанные затраты почти в 5 раз выше, практически аналогичные условия имеет Sinopec

iv/ шельф (слайд 09) и Баженовская свита (слайд 12) — это типичная нетрадиционная дорогая нефть

v/ сдвиг Роснефти как и прочих российских нефтяных компаний к добыче газа (слайд 11) — ситуация зеркальная к газодобывающим компаниям США, где происходит сдвиг от газа к нефти и конденсату. Все ищут способы утилизации всех компонентов добычи.

vi/ (слайд 13) — признание не только на уровне деклараций, но уже на государственном уровне необходимости налогового стимулирования. На шельфе в отличие от традиционных месторождений государство будет брать не почти 50%, а 5-15%, т.е. в 3-10 раз меньше. У компаний будет прибыль, но государство будет фактически её субсидировать (по сравнению с более ранним временем).

vii/ не вынесены в данную запись, но имеются в тексте многочисленные призывы к сотрудничеству к зарубежным нефтесервисным компаниям, что есть оборотная сторона советского переинвестирования и переразведанности (слайд 05): отечественные нефтесервис и технологии был долгое время недоинвестированными, а потом оказались в трудной ситуации в условиях открытого рынка.

rbc.ru: О торговле российским сжиженным газом

Читать далее

slanceviy-glas: Обсуждение «сланцевой темы» на других ресурсах

http://www.trubagaz.ru/
http://vk.com/public38701135
http://www.oilru.com/
http://www.pro-gas.org/
http://www.naturalgaseurope.com/
http://gazlupkowy.pl/
http://shaleblog.com/
http://www.aei-ideas.org/topic/shale-gas/
http://www.aei-ideas.org/topic/fracking/
http://www.aei-ideas.org/topic/shale-revolution/

http://slanceviy-glas.livejournal.com/143127.html

— — — —
http://shalebubble.org/

Книга
DRILL, BABY, DRILL
http://www.postcarbon.org/reports/DBD-report-FINAL.pdf (27 Мб)

Карта магнитуд землетрясений, связанных с хозяйственной деятельностью человека


Цвет — это тип деятельности, диаметр — магнитуда.
Отсюда: http://www.eenews.net/public/energywire/2013/03/25/1

http://slanceviy-glas.livejournal.com/148307.html

eia.gov: Japan’s fossil-fueled generation remains high because of continuing nuclear plant outages


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10391

Газопроводы Казахстана

CИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ АТЛАС КАЗАХСТАН – 2011
3.5. Трубопроводный транспорт (стр. 99)
Газопроводы
Основным оператором газопроводов в Казахстане является АО «КазТрансГаз». «КазТрансГаз» входит в состав национальной нефтегазовой компании Казахстана «КазМунайГаз» и контролирует в республике основную сеть транспортных газопроводов протяженностью более 11 000 километров с годовой пропускной способностью до 190 млрд. кубометров. В настоящее время «КазТрансГаз» владеет магистральной газотранспортной системой, региональными распределительными газопроводами в шести областях, акциями энергетических предприятий страны.
— — — —
Казтрансгаз

Годовой отчет АО «КазТрансГаз» за 2011 год
http://www.kaztransgas.kz/article/23
http://www.kaztransgas.kz/files/KTG_god_otchet_2011_ru.pdf

Карта присутствия

http://www.kaztransgas.kz/business_map

1 — МГ «Оренбург-Новопсков»
2 — МГ «Средняя Азия-Центр»
3 — МГ «Макат-Северный Кавказ»
4 — МГ «Окарем-Бейнеу»
5 — МГ «Бухара-Урал»
6 — МГ «Жонажол-Актобе»
7 — МГ «Карталы-Рудный»
8 — МГ «Бейнеу-Шимкент»
9 — МГ «Казахстан-Китай»
10 — МГ «БГР-ТБА»


http://www.kaztransgas.kz/article/80

kommersant.ru: отношения Казахстана и России в нефтегазовой сфере

04.03.2013
На прошлой неделе в Москве прошло заседание Евразийской экономической комиссии (ЕЭК). Вице-премьер Казахстана Кайрат Келимбетов, представляющий Астану в ЕЭК и возглавляющий межправительственную комиссию с Россией, рассказал Александру Габуеву и Александру Константинову о новой формуле решения противоречий в сфере нефти и газа, будущем интеграции и проблеме космодрома Байконур.

К 1 мая Россия, Казахстан и Белоруссия должны завершить обсуждение проекта договора о Евразийском экономическом союзе (ЕЭС). Как идет эта работа?

В прошлом году был проделан довольно большой объем бюрократической работы по формированию содержательной части нашей интеграционной деятельности. Но необходимо сделать еще больше. Мы решили разделить процесс по созданию союза на два вопроса. Один — это кодификация юридической базы, второй — изучение новых направлений интеграции. Прежде всего мы должны продолжать работу по кодификации правовой базы. У нас есть ЕврАзЭС, а также более продвинутые интеграционные объединения — Таможенный союз, Единое экономическое пространство. Новый договор о ЕЭС должен свести все самые передовые интеграционные практики в один документ. Разумеется, когда юристы пишут документы, они что-то добавляют или улучшают. Это довольно долгая и рутинная работа. Второе направление — это уже конкретные интеграционные проекты. Очередной мозговой штурм прошел 27 февраля в Москве. В моем понимании интеграция подразумевает вынос всех скелетов из шкафов и их торжественное захоронение. Ведь, чем больше мы сближаемся, тем больше вскрывается «серых зон», непроговоренных деталей в сотрудничестве. Есть много процессов, которые действовали понятийно, но сейчас требуют описания. Понятно, что, когда эти процессы прописываются, происходят определенные изменения, меняются бенефициары. А, раз есть выигрывающие, есть и те, кто проигрывает. То, что было серым и неявным, вдруг становится явным и прозрачным, и вокруг этого возникает политизация. Так что наша ближайшая задача — как минимум проговорить и описать эти «серые зоны», а как максимум — расшить существующие проблемы через пакет соглашений.

Главный скелет в шкафу — это отношения Казахстана и России в нефтегазовой сфере?

Нефтегазовая отрасль по объему составляет до 25% нашей торговли. Это исторически обусловлено. 20 лет назад это была единая система, единый производственный цикл. Российская нефть по трубе шла на Павлодарский НПЗ, казахстанская нефть уходила в трубопровод Атырау—Самара. Когда что-то не склеивалось, проблемы снимались в ручном режиме через взаимные консультации. Хотя в итоге на сегодняшний день нет нормативной базы, где разрешение спорных ситуаций было бы доведено до автоматизма.

Казахстанское понимание базировалось на том, что дальше должно быть еще лучше, тем более если мы решили интегрироваться. Но в итоге дальше получается интересный результат. С одной стороны, правительство России начало делать ревизию того, каким странам РФ помогает, кого субсидирует, в том числе через цены на энергоносители: какие у кого закупочные цены по нефти и газу, кто за сколько продает их на мировом рынке. Такая ревизия — абсолютно корректная работа. Надо выяснить, как говорил Леня Голубков в рекламе МММ, кто халявщик, а кто партнер.

С другой стороны, мы начали переговоры по ТС и зоне свободной торговли. Если базовый принцип интеграции — отсутствие пошлин при торговле, их не должно быть ни в ТС, ни в ЕЭП. И если это правило распространяется на торговлю, то и на ее главную сферу — нефть и газ — оно тоже по логике должно было распространяться. Однако Россия предложила по углеводородам проводить диалог отдельно, поскольку нефть и газ — стратегический вопрос. Разумеется, мы уважаем решение наших партнеров и никакой трагедии из этого не делаем. Но раз нефтегазовая сфера не подлежит интеграции, тогда надо было четко прописать механизм работы. И тут возникли некоторые вопросы.

Правительства Владимира Путина и Карима Масимова (нынешний глава администрации президента Казахстана.— «Власть») договорились, что до 1 января 2014 года все нефтепродукты будут поставляться с пошлинами. Пошлина должна будет уплачиваться по специальной методике, главный принцип которой — потери российского бюджета от поставок нефтепродуктов в Казахстан, а не на экспорт будут компенсироваться встречными поставками казахстанской нефти. Цена вопроса — около $600 млн. А с 2014 года должен заработать беспошлинный режим своп-операций по нефти.

Почему методика расчета пошлины до сих пор не прошла утверждение в парламенте? Дело в дисконте, с которым Россия предлагает покупать казахскую нефть?

Сейчас ситуация такова, что российская нефть поступает на Павлодарский НПЗ с премией. Павлодар покупает эту нефть за такие деньги, как будто он покупает ее в Средиземном море. В свою очередь, российская компания, которая берет казахстанскую нефть и качает ее через трубопровод Атырау—Самара, также должна получать ее по такой же цене. Это справедливо. Однако пока российские компании не были заинтересованы в этом. Тут возникает разница в $40 за тонну, что для нас неприемлемо. Такую разницу невозможно объяснить ни в парламенте, ни в правительстве. Тогда мы начали предлагать различные варианты.

Например?

Например, создать СП в формате 50:50 на базе Павлодарского НПЗ с «Роснефтью» или любым оператором, которого назначит РФ. И если кто-то считает, что Павлодар получал незаслуженную маржу, то здесь мы бы делили прибыль 50:50. Наш нулевой вариант предполагал также пакетную сделку по газу. Было предложение также создать СП 50:50 между «Газпромом» и «Казмунайгазом» на базе Оренбургского ГПЗ. Схема предполагала, что мы поставляем газ в Оренбург с Карачаганакского месторождения.

Но в маркетинге газа вы уже участвуете — через «КазРосГаз», который создан «Газпромом» и «Казмунайгазом» на паритетных началах.

Сегодня мы задаемся вопросами: а какая справедливая цена на казахстанский газ? Мы поставляем в Оренбург 8 млрд кубометров, но большую часть забираем по своп-механизмам назад. Создали «КазРосГаз» на паритетных началах, но сейчас компания продает казахстанский газ по цене, которая ниже, чем закупочная цена «Газпрома» в Туркмении и Узбекистане. Ашхабад и Ташкент получают около $300 за тысячу кубометров, а мы — около $200. Получается дисбаланс. Собственно, наше пакетное предложение и было направлено на устранение асимметрии.

Ваше предложение не было принято?

Сейчас по итогам переговоров мы вышли на новую схему. По нефти мы договорились с 1 января 2014 года осуществлять своп на 7 млн тонн нефти. 7 млн тонн будут заходить на Павлодарский НПЗ из России, а 7 млн тонн нашей нефти по свопу будут уходить на Китай через нефтепровод Атасу—Алашанькоу. Соглашения будут подписываться на пять лет с возможностью продления, это хорошо с точки зрения стабильности. Оператором проекта будет «Роснефть», переговоры с казахстанским министром нефти и газа Сауатом Мынбаевым вел президент «Роснефти» Игорь Сечин. Мы ждали, что «Роснефть» скажет производить своп в направлении Атырау—Самара, но они предложили: «Алашанькоу». Нам это также выгодно, поскольку позволяет загрузить направление Атасу—Алашанькоу. Если 7 млн тонн уходят на Алашанькоу, тогда нужно будет внести корректировки в соглашение по нефтепроводу Атырау—Самара, так как туда не идет нефть, и у «Казмунайгаза» соответственно падает экспортная выручка. Но это наш вопрос. Это пока пакет предложений, который предварительно согласован на уровне компаний и энергетических ведомств. Понятно, что в окончательном варианте он должен быть одобрен на высшем уровне.

Как будет решаться вопрос по нефтепродуктам?

Там будет утверждена методика, но не будет никакого дисконта к цене. Мне кажется, что у «Роснефти» хватит влияния, чтобы вопрос о дисконте был снят. Добрая воля российских властей на это есть.

Какая схема договоренностей по газу?

Нужно учитывать, что к нынешнему моменту третья газовая фаза Карачаганака стала реальностью. Стоит вопрос, как перерабатывать и куда отправлять новые объемы. Сейчас у нас наконец-то возникло общее понимание, новую схему мы проговорили с «Газпромом», Минэнерго и Игорем Шуваловым. 16 млрд кубометров газа в год мы будем поставлять на Оренбургский ГПЗ на переработку, а потом забирать обратно. На 5 млрд кубометров мы поставим свой газоперерабатывающий завод на Карачаганаке.

В итоге планируемый газопровод на Астану пойдет все же из России через Карталы? Его не будут тянуть с Карачаганака?

Если нам удастся реализовать схему, о которой мы договорились, маршрут газопровода будет Тобол—Карталы—Астана. Вообще, чтобы была ясность: мы не в разводе, а, наоборот, намерены съезжаться. Просто надо четко зафиксировать контракт, чтобы избежать проблем в будущем.

Куда Казахстан денет 16 млрд кубометров газа, которые вы будете перерабатывать в Оренбурге? Внутренние потребности страны меньше.

В целом по газовому вопросу мы таргетируем китайский рынок. С 2010 года строится газопровод Бейнеу—Бозой—Шымкент, который является частью газопровода в Китай, идущего из Туркмении через Узбекистан и Казахстан. Мы договаривались, что 5 млрд кубометров мы по нему будем поставлять на юг Казахстана, а 5 млрд будут экспортными. В 2013-2014 годах участок Бейнеу—Бозой будет полностью закончен. При этом экспортная цена за тысячу кубометров на границе Китая будет минимум $300 — больше, чем мы пока получаем при варианте продажи через «КазРосГаз».

Означает ли новая схема, что Казахстан намерен сохранять зависимость от российских нефтепродуктов?

Мы в любом случае будем приветствовать диверсификацию. На сегодня у России более высокие экологические требования к топливу — стандарт «Евро-4». Марки «Евро-2» и «Евро-3» вам некуда девать, а у нас они пока принимаются. Поэтому мы полагаем, что объемы и цены на нефтепродукты будут разумными. Мы, в свою очередь, будем проводить реконструкцию Атырауского НПЗ, а также в Павлодаре и Шымкенте, чтобы иметь возможность самим перерабатывать свою нефть. Здесь, как говорится, ничего личного, только бизнес.

Что если описанную вами схему не удастся реализовать? Например, из-за сложной системы управления российским ТЭКом?

В любом случае мы должны эти вопросы проговорить и прояснить, где есть понимание, а где надо искать другие варианты. Я считаю, что по каждому вопросу или же по совокупности вопросов между нашими странами должна быть ясность и понимание, где это процесс интеграции, а где национальный интерес. Если это важно для страны, это нужно решать. Чтобы процесс двигался, мы предложили вести комплексный и прозрачный счет, чтобы не возникало недопониманий. Мы создали конструкцию, которая позволяет вести диалог по проблемам нефти и газа в комплексе. Например, казахстанский газ будет поступать в Оренбург. Там у «Газпрома» падающая добыча газа, но, так как мы модернизируем Оренбургский завод, он будет больше перерабатывать газа. Соответственно, предприятие будет платить налоги, решать вопросы по безработице. Это все было предложено посчитать в комплексе, сейчас рабочая группа считает. В итоге со стороны энергетических компаний ведут диалог Сечин и Мынбаев, а по вопросу макроэкономики — Шувалов с Келимбетовым. Такая структура себя оправдала, как результат сейчас мы пришли к новой схеме работы.

Но описанная вами схема еще не утверждена. Вдруг в России и Казахстане кто-то упрется, и договориться не удастся? Что случится тогда?

Я действительно опасаюсь более холодного варианта соглашения. Если стороны не придут к соглашению, то алгоритм наших действий очень прост. Мы будем заворачивать свою нефть на Павлодар. Будем быстрее модернизировать свои НПЗ, в том числе с помощью иностранных инвестиций и технологий. Будем больше заводить нероссийских нефтепродуктов, например по толлинговым схемам из КНР. Будем быстрее строить газопровод в китайскую сторону, а также собственный газоперерабатывающий завод. В принципе такая ситуация для такого крупного нефтегазового игрока, как Россия, ничего не значит. Для вашего ТЭКа это каких-то 3% их проблем.

Вопрос в другом, мы это не раз обсуждали с Игорем Шуваловым. Разумеется, разногласия по ТЭКу никак не отразятся на других вопросах интеграции. Но, все-таки ТЭК — это 25% нашей торговли. И тогда эта цифра будет снижаться. Тогда из модели нулевых до всяких ТС и ЕЭП в результате ускоренной интеграции мы попадаем в ситуацию, когда у нас товарооборот не растет. То есть мы из состояния «ЕЭП плюс», где есть интеграция и рост товарооборота, придем в ситуацию «ЕЭП минус» — интеграция и падение торговли. Возникает вопрос, насколько это соотносится с целью нашей интеграционной деятельности. Думаю, ответ очевиден. Три года назад мы говорили гражданам, что ЕЭП — это рынок на 170 млн человек, масса совместных проектов, у переговорщиков правительств была эйфория по поводу интеграции. А сейчас по многим вопросам создалось бюрократическое напряжение. Нам прежде всего нужна определенность. В двусторонних отношениях нам нужно получить синицу в руках. Договориться. Мы хотим быть партнерами, а партнеры — это не те люди, которые друг друга субсидируют. Мы за твердую математику, за понятный счет, за единую методологию. А потом, если захочется, достигнутый паритет уже можно улучшать на взаимовыгодных условиях. И если одна страна будет делать другой широкий жест, будет ясно. Тогда можно будет говорить и о том, как на этот подарок отвечать.

Бюрократическое напряжение, о котором вы говорите, вызвано не только вопросами нефти и газа…

Совершенно верно. Могу привести один пример. До создания ТС у нас была некая цена на потребительские товары. Сейчас она становится выше. Почему? Потому что мы вместе закрылись от Китая. Население резонно спрашивает: а зачем нам ТС, если цены на товары растут? А тут мы должны показывать выгоды. Отвечать, что мы вместе что-то строим и создаем, что-то совместное производим. У европейцев вот есть проект Airbus, хотя Франция и Германия наверняка могли бы производить самолеты поодиночке. А у нас есть такие проекты? Пока пара недостроенных автомобильных заводов. Должно быть что-то, что нас реально сближает. Например, в свое время космодром «Байконур» строили многие поколения советских людей. И сегодня космодром должен быть сплачивающим фактором в отношениях между нашими странами.

Полностью
http://www.kommersant.ru/doc/2137306

— — — —
Комментарий fad_gel
Полностью растворилась нефтяная труба до Самары на 15 млн т нефти в год.
Труба из Омска на Павлодар и далее через Атасу до Шымкента (по которой можно через Атасу прокачивать российскую нефть в Китай) тоже пропала. Из-за этого Шымкентский НПЗ посажен на китайский газопровод (sic!).
Газовой трубы с Карачаганака до Оренбурга тоже нет.
То есть на карте нет двух главных интриг в российско-казахстанских нефтегазовых отношениях: угроз сократить поставки газа на Оренбурсгкий ГПЗ, перекинув объемы в Китай, и маршрута транзита российской нефти в КНР через Казахстан.

Галлий – редкий метал, который тает в руках

Галлий – это химический элемент с атомным номером 31. Относится к группе легких металлов и обозначается символом “Ga”. Галлий в чистом виде не встречается в природе, однако его соединения в ничтожно малых количествах содержатся в бокситах и цинковых рудах. Галлий – мягкий пластичный металл серебристого цвета. При низких температурах находится в твердом состоянии, но плавится уже при температуре, не намного превышающей комнатную (29,8°C). На видео ниже можно увидеть, как ложка из галлия плавится в чашке с горячим чаем.

С момента открытия элемента в 1875 году и до наступления эры полупроводников, галлий в основном использовался для создания легкоплавких сплавов. В настоящее время весь галлий используется в микроэлектронике. Арсенид галлия, основное используемое соединение элемента, применяется в микроволновых схемах и инфракрасных приложениях. Нитрид галлия используется меньше, при создании полупроводниковых лазеров и светодиодов синего и ультрафиолетового диапазона. У галлия нет известной науке биологической роли. Но, так как соединения галлия и соли железа сходно ведут себя в биологических системах, ионы галлия часто заменяют ионы железа в медицинском применении. настоящее время разработаны фармацевтические и радиофармацевтические препараты, содержащие галлий.

http://bigpicture.ru/?p=378124

Галлий не существует в свободном виде в природе, и несколько минералов галлия с высоким его содержанием, таких как CuGaS2 слишком редки, чтобы служить основным источником элемента или его соединений. Его нахождение в земной коре составляет около 16,9 частей на млн. Галлия находится и экстрагируют в виде следа в бокситах и в небольшой степени от сфалерита. Геологическая служба США ( USGS ) оценивает галлия резервы более 1 млн. тонн, считая 50 частей на миллион по весу концентрации в разведанных запасов бокситов и цинковых руд.

Месторождения галлия известны в Юго-Западной Африке, России, странах СНГ
http://www.poetomu.ru/publ/zhurnal/mirozdanie/kakoj_metall_taet_v_rukakh/1-1-0-208

http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/gallium/
http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/gallium/myb1-2011-galli.pdf

http://www.mining.com/tag/gallium/

О ценах на газ

Комментарии к записи

http://iv-g.livejournal.com/854531.html#comments

— А чего это на американщине такой праздник цен?
— i/ Растет добыча газа
ii/ нет возможности экспорта сжиженного газа в значимых масштабах
iii/ неясно окончательно разрешен ли экспорт сжиженного газа в значимых масштабах
iv/ сравниваются немного разные цены

Для США приведены Wellhead Price или Spot Henry Hub Price (она повыше но близка), а для других стран цена импортированного сжиженного газа.
Для США есть своя цена импортированного сжиженного газа
http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm
которая примерно на 2 доллара/1000 кубов выше, чем Wellhead Price или Spot Henry Hub Price

Сравнивается средняя цена газа в США (с учетом импорта) и цена только импорта в остальных странах.
Для США цена импортированного сжиженного газа в среднем за год
2011 — 5.63
2012 — 4.27
http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_a.htm

— Не совсем понял, японцам по 700 отгружают, а в америку по 150? Или это разные цены? А так какой смысл продажи в несколько раз дешевле.
— i/ Другая структура поставщиков
Япония http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=JA
США http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_impc_s1_a.htm

ii/ Импорт сжиженного газа в США крайне мал по сравнению с общим импортом и добычей в США
http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_impc_s1_a.htm
Другие страны к тому же сворачивали поставки в 2012 в США, сворачивали значительно, но до конца не хотят уходить и видимо прогибаются под уровень цен Henry Hub.

iii/ Поставки сжиженного газа крайне малы и можно выторговать цены получше, т.к. США легко могут обойтись без этих количеств в отличие от Южной Кореи и Японии, которые зависят полностью и не могут перейти на уголь в виду малого размера стран и большого ущерба для экологии.

Альтернатива в виде дешевого угля есть у всех, но кроме Китая большинство не желают ей пользоваться.
А В США весьма активно используют уголь и заместить им выпадающий мизерный импорт сжиженного газа можно быстро и просто.

Для любого государства важна диверсификация источников энергии не только по странам. но и по тимпам, чтобы был резерв мощностей и был возможен быстрый переход на другой вид топлива.

Япония сама загнала себя в ловушку с отказом от АЭС, в Японии до Фукусимы цены были сопоставимы с европейскими.

Южная Корея в подобной же ситуации
http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=KS
Есть только своя энергия АЭС 13% Primary Energy и немного угля, нет пространства для маневра своим дешевым топливом, так как нет своего топлива.

Спотовый рынок хорош как место маневра, покупки чистого топлива по низкой цене, которая образовалась в периоды спада спроса. Если нет возможности маневра, то рынок хорошо поднимает цены.

— — — — — — —
Во время пятичасовой остановки газопровода Interconnector спотовая цена на газ в Англии подскочила до $22.80/MMBtu.

22Mar2013/355
UK natural gas prices for same-day delivery spiked as high as 150 pence/therm ($22.80/MMBtu) early Friday as a key pipeline that carries gas to the country from Continental Europe halted operations against a backdrop of cold weather and low storage stocks.

The price of 150 p/th is more than double the 69.19 p/th average within-day price seen in February. It far exceeded spot gas prices in Asia and the US. The Platts Japan Korea Marker for the second half of April, the first assessment period, was at $15.90/MMBtu, while the Platts US national average price for flow on Friday was $4.15/MMBtu.

As recently as Wednesday, the UK-Belgium Interconnector flowed a record 783 GWh of gas into the UK, or 74 million cubic meters, approaching a quarter of recent UK demand levels around 300 million cu m/day.

UK April NBP prices of $10.75/MMBtu do not yet, however, look generally attractive for LNG supplies compared with Asian levels.
http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/NaturalGas/6282481

$22.80/MMBtu = 814$/1000 куб.м

postskriptum.me: Турция и израильский газ

“В политическом смысле, на арабской улице Эрдоган выдоил до последней капли все, что было возможно из грандиозной позы “борца с сионизмом”» М.Бхадракумар, бывший посол Индии в Турции
Турки надеются покупать израильский газ по цене 9 долларов за миллион БТЕ – намного дороже той цены, по которой его будет покупать Израильская Электрическая Компания (5 долларов за миллион БТЕ) и гораздо ниже, чем средняя цена газа на Ближнем Востоке (13 долларов за миллион БТЕ).

Нормализация отношений между Израилем и Турцией стала сюрпризом для кого угодно, кроме журналистов израильского делового издания Калькалист (Экономист).

13 февраля журналист газеты Голан Хазани опубликовал статью “Следующая цель Нетаниягу: газопровод в Турцию”.

Премьер-министр, глава канцелярии премьер-министра Хараль Локер, представители групп Делек и Рацио в последние недели ведут интенсивные переговоры с турками о совместном строительстве подводного газопровода. Газопровод будет доставлять газ с месторождения Левиафан к берегам Турции. Стоимость проекта – 2 миллиарда долларов. Канцелярия главы правительства отрицает факт поездок Локер в Турцию.

Возможность сооружения газопровода между Израилем и Турцией – гораздо более реальна, чем может показаться на первый взгляд. “Калькалисту” стало известно, что в последние недели идут интенсивные переговоры между представителями правительств и бизнесменами двух стран. Целью является покупка газа с месторождения Левиафан близ берегов Хайфы, поставка газа в Турцию и далее в Европу. “Калькалисту” стало известно, что правительство Израиля агрессивно продвигает проект, в то время как правительство Турции заинтересовано в его реализации.

С израильской стороны в переговорах участвуют компании Делек и Рацио, разрабатывающие, вместе с компанией Noble Energy месторождение Левиафан, а также глава канцелярии премьер-министра Харель Локер. С турецкой стороны участвуют министерство энергетики, а также представители бизнес-групп, заинтересованных в проекте.

Локер и Йосеф Або, директор Делек Кидухим, а также менеджеры Делек и Рацио, минимум дважды за последние недели побывали в Турции.

Турки готовы профинансировать значительную часть проекта. Предполагается, что сооружение газопровода обойдется в 2 миллиарда долларов. Какую-то часть проекта профинансирует Израиль и израильские компании. Если соглашение будет достигнуто, значительная часть газа с Левиафана будет поставляться в Турцию и по турецкой трубе – в Европу.

С точки зрения турок, речь идет, в первую очередь, о экономическом интересе. Подводный газопровод Левиафан-Турция может удовлетворить растущие потребности страны в газе. Турция слишком зависит от российского газа, и она желает эту зависимость уменьшить. С помощью израильского газа она надеется не только уменьшить зависимость, но и надеется добиться более низких цен покупки газа.

Сегодня Турция вынуждена импортировать весь потребляемый в стране газ – около 40 миллиардов кубометров ежегодно. Ожидается, что в ближайшие годы потребление вырастет еще на 50%. Главными источниками снабжения Турции являются Иран, Россия и Азербайджан. В дополнение к этому она покупает очень дорогой сжиженный газ у Алжира. В последние месяцы поставки газа из Ирана несколько раз срывались – вследствие взрывов газопроводов на иранской территории, а также из-за осложнения отношений между двумя государствами, которое вызвано сирийским кризисом. Российский газ поступает в Турцию по подводному газопроводу Blue Stream – 23,5 миллиардов кубометров в год. Чтобы снизить зависимость от России и Газпрома, Турция начала импортировать алжирский сжиженный газ. Турки также покупают газ в Казахстане и Туркменистане. Самый дешевый газ – туркменский, по цене около 10 долларов за миллион БТЕ, но средняя цена потребляемого турками природного газа куда выше.

“Калькалисту” стало известно, что турки надеются покупать израильский газ по цене 9 долларов за миллион БТЕ – намного дороже той цены, по которой его будет покупать Израильская Электрическая Компания (5 долларов за миллион БТЕ) и гораздо ниже, чем средняя цена газа на Ближнем Востоке (13 долларов за миллион БТЕ).

В то же время, между израильскими компаниями существуют противоречия относительно того, стоит ли продавать газ туркам. В то время как Делек и Рацио настаивают на осуществлении проекта, надеясь на скорое получение турецких авансов, представители Noble Energy высказывают опасения. Они боятся того, что в Турции произойдет радикальная исламистская революция, в результате чего экспорт придется внезапно прекратить, а добывающие компании останутся в тупике – и с пустыми карманами.

Глава правительства Израиля Биньямин Нетаниягу высказывает крайнюю заинтересованность в реализации проекта, в целях нормализации отношений с Турцией, и периодически посылает намеки о необходимости газопровода из Израиля в Турцию высшим представителям турецкой администрации. Митат Ранда, заместитель генерального директора по экономике турецкого МИДа недавно заявил прессе: “Строительство газопровода в Турцию – лучший вариант для экспорта израильского газа – и с экономической, и с энергетической точки зрения”. Нетаниягу, за закрытыми дверями, поддерживает идею продажи газа туркам – даже по заниженным ценам – из-за важности стратегического партнерства с Турцией.

В мире существует несколько подобных проектов – подводный газопровод, соединяющий Норвегию с Британией, газопровод по которому Россия поставляет газ в Германию. Теоретически возможно соединение месторождения Левиафан с Европой, что дает Израилю выход на европейские рынки. Следует учитывать, что цена прокладки труб будет относительно высокой, и проект может столкнуться с сопротивлением Ливана и Сирии, чьи территориальные воды находятся между Израилем и Турцией.

Реально помешать проекту может Кипр, чье правительство совершенно не радо переговорам между Турцией и Израилем. Правительство, контролирующее южную часть острова, провело несколько тендеров на добычу оффшорного газа. Noble Energy провела разведку и обнаружила гигантское месторождение Афродита. Часть этого месторождения находится в израильской экономической зоне. Турция выступает против кипрских тендеров и угрожает бойкотом тем международным компаниям, которые будут участвовать в разработке кипрских месторождений.

Следует отметить, что окончательное решение об экспорте газа с Левиафан не принято. Емкость месторождения оценивается в 450 миллиардов кубометров. Участники разработки строят планы экспорта сжиженного газа на Дальний Восток. Цена при этом может достигнуть 18 долларов за миллион БТЕ. Недавно было достигнуто соглашение с австралийской компанией Woodside о продаже ей 30% прав на экспорт. Woodside должно создать инфраструктуру экспорта на Восток.

Комментируя данный материал, офис премьер-министра Израиля заявил: “Генеральный директор офиса Харель Локер не ездил в Турцию для проведения переговоров о строительстве газопровода и не намерен этого делать”.
http://postskriptum.me/2013/03/26/leviathan/

— — — —
Цены
Туркмения — 10 $ за миллион БТЕ = 357$/1000 куб.м
Израиль (прогноз для электроэнерг.) — 5 $ за миллион БТЕ = 179$/1000 куб.м
Турция (прогноз) — 9 $ за миллион БТЕ = 321$/1000 куб.м
Ближний Восток (средняя) — 13 $ за миллион БТЕ = 464$/1000 куб.м

В 2011

Карты морских портов России, Ленинградской области и Санкт-Петербурга

http://portnews.ru/maps/p1/
http://morspb.ru/kartyi.html

Морские порты РФ

http://morspb.ru/assets/files/mapofPorts.jpg

Средства промышленного шпионажа в нефтяной отрасли

В Кушинге (штат Оклахома) находится крупнейшая в Америке нефтебаза, которая вмещает 10% объёмов коммерческих запасов нефти США. Уровень резервуаров традиционно считается главным фактором, влияющим на биржевые котировки нефти сорта WTI (примечание: котировки российской нефти Urals не зависят от запасов в Кушинге).

Точные данные о запасах в Кушинге — ценнейшая информация, которая напрямую двигает цены вверх или вниз. Трейдеры, к которым эта информация попадёт раньше остальных, получают большое конкурентное преимущество. Неудивительно, что нефтехранилище в Оклахоме стало объектом пристального внимания финансовых компаний, с применением самых современных средств для хайтек-шпионажа.

Раньше за нефтехранилищем следили с помощью спутников.

Но, поскольку только 234 из 315 резервуаров в Кушинге оснащено плавающими крышами, визуальная слежка не даёт полной картины по изменению запасов. У остальных резервуаров — фиксированные крыши.

Журналисты агентства Bloomberg провели расследование и выяснили, какие новые спецсредства используются для разведки в Кушинге и других нефтехранилищах. Само агентство Bloobmerg тоже занимается наблюдением: дважды в неделю они арендуют спутник для съёмки резервуаров.

Аэрофотосъёмка давно стала стандартной процедурой: уровень нефти оценивают по размеру теней от плавающих крыш на стенках резервуаров. Создано специальное программное обеспечение, чтобы автоматизировать эту задачу. В последнее время для разведки начали использовать инфракрасные камеры, которые позволяют оценить уровень нефти даже внутри резервуара с фиксированной крышей.

Самые продвинутые технические средства использует компания Genscape, которая специализируется на шпионаже за нефтехранилищами в Европе и США. Она устанавливает не только инфракрасные камеры, но ещё и электромагнитные сенсоры на линиях электропередачи. Те замеряют потребление энергии на нефтебазе, помогают определить факт включения насосов и даже оценить объём перекачиваемой нефти, исходя из длительности работы насосов. Информация мгновенно поступает биржевым трейдерам, банкам, хедж-фондам и другим клиентам компании Genscape через службу платного оповещения.
http://www.xakep.ru/post/59417/default.asp

http://www.businessweek.com/articles/2012-09-27/the-oil-hub-where-traders-are-making-millions

Резервуары с плавающими крышами в Кушинге используются в основном для хранения сырой нефти, 95 % объёма нефтепродуктов в этом хранилище содержится как раз в них. Резервуары с фиксированный крышей предназначены для хранения нефтепродуктов с низкими показателями давления водяных паров, например, реактивного топлива и дистиллата.
http://www.himstalcon.ru/node/2615


http://www.businessweek.com/articles/2012-09-27/in-the-pipeline#r=lr-fst

http://www.genscape.com/blog
Genscape’s one of a kind natural gas data was recently sited in a presentation to investors by Ultra Petroleum Corporation at the Raymond James Conference. With access to the market’s only real-time source for North American natural gas nomination data, Ultra Petroleum Corp. demonstrated their edge over the competition. The graphs below show Natural Gas usage for electric generation from 2010-2012 and the recent decrease in natural gas production.


http://www.genscape.com/blog/genscape%E2%80%99s-natural-gas-data-presented-ultra-petroleum-corp-
investors

http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=62256&p=irol-EventDetails&EventId=4926896
— — — — —
Данные Genscape действительно опережающие, в презентации от 20 марта уже есть данные по добыче газа на 1 марта.

eia.gov: Bakken crude oil price differential to WTI


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10431

eia.gov: U.S. crude oil production on track to surpass imports for first time since 1995


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10451