Архив за месяц: Декабрь 2013

Газпром: Энергетический разбаланс, крайности европейской электроэнергетики

Мировой финансовый кризис, метаморфозы на рынках энергоносителей, продолжающиеся уже более полутора десятков лет либеральные реформы и многие другие факторы
привели электроэнергетику Евросоюза на распутье. Находясь в состоянии перманентной турбулентности, электроэнергетический рынок ЕС вобрал в себя максимум противоречий, снятие которых невозможно, пока власти и регулирующие органы не предложат внятной долгосрочной стратегии развития этой отрасли. Такая ситуация вызывает настороженность потенциальных стратегических инвесторов, участие которых позволило бы решить некоторые из этих противоречий.

В настоящее время установленная мощность электростанций стран ЕС составляет около 900 ГВт. По этому показателю Евросоюз несколько уступает и США, и КНР, но примерно вчетверо превосходит Россию. Больше половины мощности приходится на тепловую генерацию, около 15 % – на АЭС, и примерно треть – на электростанции,
использующие возобновляемые источники энергии (ВИЭ), включая и гидроэлектростанции (ГЭС). Доля альтернативной энергетики в Старом Свете растет быстрыми темпами. Так, из почти 200 ГВт новой мощности, построенной европейцами в XXI веке, 120 ГВт пришлось на ВИЭ, больше половины которой (70 ГВт) – ветряные электростанции (ВЭС). Параллельно с этим в новом веке значительно выросла и установленная мощность газовых тепловых электростанций (ТЭС) – почти на 50 ГВт. Угольные и мазутные электростанции, наоборот, постепенно выводились из эксплуатации (их мощность в 2000–2010 годах снизилась на 45 ГВт).

Производство электроэнергии странами ЕС достигло в прошлом году 3260 ТВтч, что на 7,6 % выше, чем в 2000 году. Прирост обеспечили главным образом ВИЭ и газовая генерация, тогда как угольные и мазутные станции, даже те, что оставались в системе, значительно сократили объемы выработки электричества. Также еще до аварии на «Фукусиме» под влиянием экологического лобби шел процесс снижения объемов электроэнергии, произведенной атомными электростанциями.

Создается впечатление, что газовая генерация и ВИЭ в Европе идут рука об руку, и это на первый взгляд выглядит вполне логично. С одной стороны, самый экологически чистый ископаемый энергоресурс, с другой – возобновляемая энергия, свободная от каких бы то ни было выбросов в атмосферу. Поэтому с точки зрения обеспечения чистоты воздуха триумвират газа, ветра и солнца представляется оптимальной моделью развития энергетики. На деле их союз оказался недолговечным, и через некоторое время газовая электрогенерация и ВИЭ вступили в противоборство. Причиной этому стал экономический кризис, а также специфическая ситуация на энергорынке Европы, вызванная затянувшейся либеральной реформой.

Реформирование электроэнергетики (Директива №92 от 1996 года и Директива №54 от 2003 года) проходило по либеральному сценарию, схожему с тем, что реализовывался в газовой отрасли, но, естественно, с учетом энергетической специфики. Это разделение вертикально интегрированных холдингов по видам деятельности (генерация, передача, сбыт) на самостоятельные юридические лица и создание условий для недискриминационного доступа к сетям сторонних организаций. Далее последовали либерализация оптового рынка (на него получили доступ все крупные «генераторы», продающие свои объемы либо по долгосрочным договорам, либо на действующих в ЕС девяти энергетических биржах) и открытие розничных рынков (крупные потребители получали право выбирать поставщика). Заявленными целями всех этих преобразований были названы снижение цен, развитие конкуренции и формирование единой европейской энергосистемы.

Уже первые несколько лет после вступления в силу 54‑й Директивы показали, что внедрение этой реформы проходило не так гладко, как это виделось ее авторам. Цены на электроэнергию (без учета увеличения мировых цен на энергоносители) выросли в ходе либерализации в 17 из 25 стран ЕС для промышленных потребителей и в 14 из 25 – для домохозяйств. Необходимо также учитывать, что в большинстве стран Восточной Европы, а также в Италии и Франции сохраняются регулируемые государством тарифы на электроэнергию для населения. На текущий момент, как отмечает заместитель руководителя экономического департамента Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев, «хотя конечные цены на электроэнергию достаточно сильно отличаются по странам в зависимости от типа генерации и структуры рынка, но наиболее высокие цены наблюдаются в государствах с либерализованной электроэнергетикой».

Искомая же реформаторами конкуренция на рынке привела к вымыванию из него малых и средних генкомпаний в пользу энергетических гигантов, поглощавших генерирующие активы по всей Европе. В настоящее время половину объемов производства электричества в странах ЕС контролируют семь крупных компаний. Этот факт, кстати, приняла и Еврокомиссия, рассчитывая на то, что гиганты будут вкладывать деньги в новые технологии, поэтому она сквозь пальцы смотрела на укрупнения в сфере генерации.

Технологии технологиями, а для поддержания надежности энергоснабжения необходимы пиковые мощности, призванные в условиях аномальных температур обеспечить поставки дополнительных объемов электроэнергии и тепла потребителям. Однако принятая в ходе реформы разрешительная процедура ввода новых мощностей по понятным причинам никак не могла стимулировать инвесторов вкладывать средства в строительство заведомо неэффективных энергоблоков, которые бо́льшую часть времени будут простаивать. В принципе в сбалансированной системе пиковые электростанции могут потребоваться один раз в семь или десять лет, но европейскую энергосистему сбалансированной назвать никак нельзя.

Еще хуже дело обстояло с интеграцией. В административном плане всё выглядело неплохо: созданы 34 системных оператора, объединенных в ассоциацию ENTSO-E, которая в соответствии с Третьим энергопакетом осуществляет функции общеевропейского планирования и координации функционирования параллельно работающих энергосистем.

На практике же электросетевая инфраструктура Европы оказалась не готова к интеграции в единую систему. Девять членов Евросюза могут осваивать импортную электроэнергию в объемах, не превышающих 10 % потребностей их внутреннего рынка, еще десять членов – 25 %, и лишь четыре страны – 50 % и более. Наконец, Ирландия, Мальта, Кипр и Греция вообще не имеют связи с энергетической инфраструктурой остального ЕС.

Сейчас европейский рынок электроэнергии представляет собой конгломерат соединенных друг с другом региональных рынков. Одной из ключевых проблем формирования
единого рынка являются перегрузки на трансграничных сечениях между региональными рынками. Европейцы намеревались решить эту проблему путем стимулирования инвестиций в сетевую инфраструктуру и завершить формирование единого рынка к 2012 году. Этого, понятно, не произошло, и теперь сроки сдвигаются на 2015‑й, но успех опять-таки не гарантирован.

Обозначилась и проблема концептуального порядка – отсутствие единой европейской стратегии в электроэнергетике. Данный недостаток Еврокомиссия попыталась исправить в так называемой Зеленой книге, вышедшей в 2006 году (настоящее название документа «Европейская стратегия для устойчивого, конкурентоспособного и безопасного энергообеспечения »). Назвать полноценной стратегией эту работу сложно, но общий тренд в ней был задан: Европа должна переходить на ВИЭ, причем не только по причинам экологического характера, но, пожалуй, даже в большей степени – из соображений энергетической безопасности. Логика здесь примерно такая: бо́льшая часть ископаемых энергоресурсов в Старом Свете привозные, зато солнце, ветер и вода – собственные (зависимость от поставок из КНР редкоземельных
металлов, необходимых для производства оборудования для ВИЭ, в расчет не принималась). Так давайте же и сделаем ставку на них, а заодно и атмосферу побережем, тем более что ряд стран Евросоюза еще задолго до выхода этого документа начали стимулировать строительство объектов на ВИЭ. Из традиционных видов топлива в Зеленой книге предпочтение отдавалось только газу благодаря его экологическим свойствам и позитивному многолетнему опыту его надежных поставок из России, Норвегии и Алжира.

Результатом стал уже упомянутый бум строительства газовых ТЭС и электростанций на ВИЭ. Правда, имелись нюансы. Газовая генерация развивалась в первую очередь благодаря рыночным механизмам, таким как сравнительно низкие капзатраты и более оптимальные сроки сооружения газовых электростанций (2–3 года) в сравнении с угольными (4 года), а также активному внедрению ГТУ (газотурбинных установок) – технологий, обеспечивающих высокий КПД работы энергоблоков и оптимальный расход топлива.

Иное дело – ВИЭ. Себестоимость вырабатываемого ими электричества существенно выше, чем в традиционной энергетике. Поэтому правительствами большинства стран Еврозоны были созданы преференции в виде специальных долгосрочных (до 20 лет) тарифов на поставку электроэнергии из этих источников в сеть и налоговых льгот. Благодаря им ВИЭ стали для инвесторов тихой гаванью в бурном море европейского энергорынка, и туда направились денежные потоки, порой в ущерб более необходимым для Европы инфраструктурным проектам. Платили же за это удовольствие потребители, поскольку дотации ВИЭ включались в конечную стоимость электроэнергии. Всё это плохо вязалось с заявленным стремлением к конкуренции и снижению цены, но в условиях экономического подъема все как-то худо-бедно согласились бросать деньги на ветер и солнце.

А потом грянул кризис. Доходы национальных бюджетов, предприятий и домохозяйств резко упали, электропотребление существенно снизилось, и возник переизбыток мощностей. В такой ситуации логика подсказывала сократить или вообще прекратить дотирование ВИЭ и активизировать уже давно идущий процесс вывода мазутных и угольных электростанций. Но не тут-то было. Экологическое лобби вкупе с инвесторами потребовало продолжения банкета, а национальные правительства не смели им возражать. Одновременно «сланцевая революция» в США выбросила на европейский рынок сильно подешевевшие американские энергоугли, снизившие себестоимость энергии на угольных ТЭС. В условиях работы оптового рынка, где наибольшая маржа достается самой дешевой электроэнергии, угольная генерация (добавим, что в ряде стран ЕС она получила и господдержку) оказалась достаточно прибыльной, открыв эпоху так называемого угольного ренессанса. Крайней же оказалась газовая генерация, так как падение спроса и отсутствие господдержки поставили ее в невыгодное положение.

Как результат – только летом текущего года два крупных энергогиганта, RWE generation и E.ON, объявили, что планируют закрыть ряд своих газовых электростанций. К ним готовы присоединиться и другие игроки в сфере генерации. Словом, из Зеленой книги вырвали страницы, посвященные голубому топливу, и забросили их подальше. Впрочем, есть надежда, что не навсегда.

Последние месяцы всё громче звучат голоса тех, кто критикует политику Евросоюза в сфере энергетики, особенно в том, что касается газовой генерации. Вот вице-президент Итальянской федерации промышленности (Confindustria) Аурелио Реджина говорит о неприемлемости ситуации, когда субсидируемые электростанции, вырабатывающие очень дорогую электроэнергию, вытесняют с рынка современные газовые станции. Вот Суд аудиторов Франции публикует отчет, в котором критикует увеличение затрат на государственную поддержку ВИЭ.

Даже экологи, озабоченные угольным ренессансом, недовольны. Министр по защите окружающей среды земли Нижняя Саксония и член Партии зеленых Штефан Вензель
недавно заявил, что план Германии в сфере энергетики является «шизофреническим», поскольку он стимулирует использование угля на электростанциях за счет более экологичного природного газа.

Наконец, в сентябре текущего года девять крупных европейских энергетических компаний, в том числе Eni, GDF SUEZ, RWE и E.ON, представили в Европейском парламенте стратегию реформирования энергетической политики Европы. Комментируя это решение, глава Eni Паоло Скарони заявил, что субсидии на возобновляемые источники энергии составляют около 18 % счетов за электроэнергию и что эти счета нужно очистить от таких расходов, чтобы восполнить пробел в конкурентоспособности.

Но дело не только в финансах – растут проблемы и технического порядка, связанные с надежностью энергоснабжения. Сергей Кондратьев обращает внимание, что развитие некоторых из ВИЭ несет в себе и определенные технологические риски. Он приводит, в частности, такой пример. В Дании, где свыше 20 % электроэнергии вырабатываются на ветряных электростанциях, часто возникают ситуации, когда в ветреный день системный оператор вынужден разгружать практически всю тепловую генерацию и значительно усиливать перетоки в соседние страны. Аналогичные проблемы и в Германии, где в солнечные и ветреные дни резко возрастает экспорт энергии в соседние страны, что порой приводит к дестабилизации их энергосистем. А бывает и наоборот – полный штиль и солнце не светит, и тогда выработка электроэнергии на ВЭС и солнечных станциях падает до минимума. Сложно назвать такого рода энергоснабжение бесперебойным, а значит, и надежным.

Апологеты ВИЭ твердят, что, мол, ничего страшного, пусть ТЭС работают как резервная мощность. Только при этом они как-то забывают, что на угольных электростанциях работа в режиме «то взлет, то посадка» быстро приводит к разрушению котельного оборудования, замена которого потребует существенных затрат. Для газовых ТЭС такого рода процедура менее болезненна (хотя всё равно неприятна), но возникает вопрос – кто будет оплачивать их вынужденные простои и поддержание в постоянной готовности? Если снова потребители, то очередное увеличение финансовой нагрузки они могут и не сдюжить, не говоря уже об абсурдности самой ситуации, когда сначала с тебя взимают дань для окупаемости проектов ВИЭ, а потом еще требуют средства, чтобы из-за построенных на твои же кровные «ветряков» тебе не пришлось периодически сидеть в потемках

В этой ситуации «Газпром», который не скрывает своего намерения выступить стратегическим инвестором на рынке европейской электрогенерации, вынужден держать паузу и ожидать более благоприятного развития событий. Надежды на это, как видим, имеются. Впрочем, «Газпром» не ограничивается только наблюдением, а уже начинает реализацию отдельных проектов.

Так, летом текущего года было заключено соглашение с итальянским концерном Enel о приобретении российской корпорацией газотурбинной электростанции парогазового
комбинированного цикла Marcinelle в Бельгии, установленной мощностью 420 МВт. Кроме того, ООО «Газпром энергохолдинг» (контролирует генерирующие активы Группы) в сотрудничестве с компанией NIS (основной акционер – ОАО «Газпром нефть») планирует построить газовую ТЭС собственных нужд в сербском городе Панчево для электрои теплоснабжения принадлежащих NIS нефтеперерабатывающего и нефтехимического производств.

Степень дальнейшего участия «Газпрома», равно как и других потенциальных инвесторов, в европейской газовой генерации будет зависеть от ситуации на рынке и поведения национальных регуляторов. От того, удастся ли европейской электроэнергетике выйти из состояния турбулентности и найти оптимальный баланс как между различными источниками энергии, отдавая предпочтение наиболее эффективным, так и между стоимостью электроэнергии и надежностью ее поставок.

Журнал «Газпром»
№ 10 (октябрь)
http://www.gazprom.ru/f/posts/13/052551/gazprom-magazine-2013-10.pdf

Архив номеров

— — — — —
Слабые перспективы экономического роста и роста потребления энергии в ЕС и дешевый уголь делают надежды Газпрома на европейский газовый ренессанс весьма шаткими, а инвестицию в Marcinelle весьма рискованной, т.к. есть значительная вероятность, что ей будут сознательно по политическим мотивам ставить палки в колеса.

Решать проблемы, вызванные субсидированием энергоотрасли в ЕС в своей резервной валюте, невозможно чисто торгово-транспортными мерами и даже изменением уровня добычи.

Иван Нестеров: о запасах нефти Курганской области

Минприроды выставили на аукцион 9 участков недр Курганской области. Примерные объемы прогнозных ресурсов углеводородных залежей в Зауралье составляет 100 млн. тонн. Эта информация вызвала немало споров в нефтяном сообществе. Агентство нефтегазовой информации попыталось выяснить стоит ли приобретать участки в Курганской области и сколько же там нефти.

Профессор Тюменского государственного нефтегазового университета, доктор минералогических наук, член-корр. РАН Иван Нестеров рассказал, что привычной для добычи нефти в Курганской области не было и нет. «Наша задача сейчас — проанализировать весь материал, который имеется по данной территории. В свое время там было пробурено 5 глубоких скважин и везде получили отрицательные результаты. Но это не говорит о том, что в Курганской области нефти нет. Просто это сложный район», — считает Иван Нестеров.
По его словам, накопленный теоретический материал уже позволяет проследить историю возникновения нефти в данном регионе. Но для полноты картины необходимо определить, какие породы присутствуют в Курганской области, их состав и в первую очередь выяснить — какой там изотоп углерода. «Сейчас нужно не просто бурить скважину, нужно поставить себе цель – изучение углеродов. Как ведут себя молекулы нефти, откуда появились. Все это можно распознать по одному химическому анализу. Магнитные эффекты углерода помогут определить, где имеются породы, представляющие интерес для поисков залежей нефти или газа», — говорит Иван Нестеров.

По его мнению, нужно проследить до границ Тюменской области полосу, которая может оказаться перспективной на нефть и газ. «Необходимо начать исследования от точки, где доказано, что нефть есть, пусть ее немного — это не имеет значения. Где есть малое количество — там можно найти и большие залежи. В Кургане выставлено 9 лицензионных участков, но это не значит, что именно там будет обнаружена нефть», — отмечает ученый.

Иван Иванович считает, что недропользователи слишком рано начали бурить скважины без научного обоснования. В Курганской области нет больших запасов. Прогнозные ресурсы есть, но без изучения недр их не подтвердить. «Пока там нет ни одного месторождения нефти и газа, но есть газ, растворенный в подземных водах. По всей территории Западной Сибири, включая Курганскую область, 630 трлн. куб. метана находится в растворенном состоянии в воде. Но пока нет технологий по его извлечению», — подчеркнул профессор.

Напомним, что углеводороды в Курганской области пытались найти не раз. В 2001 году ЗапСибНИГНИ оценил запас углеводородов в пределах Вагай-Ишимской антеклизы в 100-200 тонн. В 2009 году компания «Нефтепереработка» пробурила скважину глубиной 2,6 тыс. метров в Мокроусовском районе, но нефтяного фонтана так и не увидела.

В 2012 году «Зауральская нефтяная провинция» (Курган) выиграла аукцион на право пользованием участком «Покровский». Объявленные одновременно торги на участки Ново-Михайловский, Усть-Суерский и Южно-Мокроусовский, где также предполагаются залежи углеводородов, не состоялись по причине отсутствия претендентов. На данный момент в Курганской области разведывательные работы не ведутся, но в руках частных компаний находятся две лицензии на поиск нефти и газа.

«Если нужна нефть, то, прежде всего, нужно заключить договоры по подсчету региональных ресурсов углеводородного сырья с учетом оценки степени зрелости органического вещества на базе определения спин-селективных условий на приборах электронно-парамагнитного резонанса. Других способов оценки перспектив нефтегазоносности в Курганской области нет. К сожалению, по этой проблеме много ложных предположений на грани лженаучного фундаментализма», — считает Иван Нестеров.
http://angi.ru/news.shtml?oid=2807573

Восточно-Китайское море


http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=CH


http://iv-g.livejournal.com/749695.html

Exclusive Economic Zone (EEZ)

OCTOBER 5, 2012


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=8270


http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=ECS&trk=wn
http://www.eia.gov/countries/analysisbriefs/east_china_sea/east_china_sea.pdf


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/han-quoc-muon-ve-lai-adiz-trung-quoc-lac-dau-.html


http://caysuadolongson.com.vn/cong-ty-an-long-son-hat-giong-cay-sua-do-giong-cay-lam-nghiep-giong-cay-xanh-do-thi-ho-chi-minh/tai-sao-vung-phong-khong-tq-tu-nhan-choc-gian-nhat-my-.html

Сирийская оппозиция воюет китайским оружием
http://sokol-ff.livejournal.com/653712.html

Интересно, что и лидер КНР Си Цзиньпинь, в последние дни появляется не в европейском костюме, а в военном френче, так хорошо нам знакомом по архивным фото Сталина и Мао

Между тем, в захватившем китайцев азартном процессе противостояния ВМС КНР и флотов США и Японии, где КНР безусловно принадлежит инициатива, а Япония и США стараются не пропустить неожиданный удар, есть один совершенно серьёзный момент, напрямую касающийся нас, а точнее самого главного для РФ в текущем году внешнеполитического процесса — защиты Сирии от внешней агрессии.

Ничего личного — просто политика. Чем меньше напряжённость в других частях Света, тем пристальнее внимание к КНР и больше сил могут сосредоточить США в Восточно-Китайском море для поддержки Японии. Так сложилось, что КНР, в настоящее время, оказалась заинтересована в экскалации сирийского конфликта, где в Средиземном море, по прежнему несут вахту крупные группировки кораблей ВМС Росиии, США, Турции, Израиля и Британии, для получения стратегического перевеса сил в свою пользу в Восточно-Китайском море.
http://sokol-ff.livejournal.com/660621.html

Нефть и газ в бюджете России — 2013

Запись burckina-faso: Прибыль и налоговые отчисления в бюджет РФ в 2012 году, основанная на выборке «Отраслевая структура рейтинга «Эксперт-400» (по объему реализации)» вызвала оживленные дискуссии: «При взгляде на эту картинку создается впечатление, что бюджет у нас — около 1 трлн рублей, в то время как на самом деле он — 23 трн, картинка — жульничество»

Картина, получается усеченная, но первое представление дает.
Популярные записи на тему бюджета
Россия в больших цифрах. Часть 1. Структура ВВП.
Россия в больших цифрах. Часть 2-А. Структура доходов федерального бюджета

— — —
Ранее у меня
Нефть и газ в бюджете России
Нефть и газ в бюджете России. Дискуссия

— — — —
gks.ru: Консолидированный бюджет Российской Федерации и бюджеты государственных внебюджетных фондов в 2012 г.

roskazna.ru: Информация об исполнении консолидированного бюджета РФ

за 2012 г.
Исполнено доходов руб.,
центральное правительство — 17 247 699 391 040,45 (17 трлн.)
консолидируемые суммы — 3 095 530 919 356.72
федеральный бюджет — 12 855 540 621 119,98
бюджеты государственных внебюджетных фондов — 7 487 689 689 277.19

minfin.ru: Бюджетная система // Федеральный бюджет // Доходы // Структура и динамика доходов

minfin.ru: Бюджетная система // Консолидированный бюджет // Доходы

minfin.ru: Бюджетная система // Резервный фонд и Фонд национального благосостояния

Макроэкономика // Экспорт и импорт // Внешнеторговый оборот

minfin.ru: Мировая экономика // Паспорт страны

— — — — — —
Рассуждения о необходимости учитывать все доходы, а не только федерального бюджета натыкаются на
следующие особенности экономики России
i/ Экспорт почти на 3/4 — сырьевые товары или продукты первого передела, а импорт, наоборот, продукты более высоких переделов, от которых труднее отказаться.
ii/ Доходы консолидированных бюджетов формируются также налогами, связанными с прибыльным экспортом и внутренними продажами импорта.
iii/ Стагнация внешней торговли + другие факторы (см. ниже) привели в 2012 г. к уменьшению роста ВВП
iv/ Другие факторы: ограничения в 2012 на рост денежной массы М2, продолжившийся в 2013, режим currency board, когда денежная масса увеличивается раз в начале года, а потом в течение года зажимается.

Газпром: Почти половина из 3 млрд куб. м газа, поступающих в Чечню, пропадает

26.11.2013 Почти половина из 3 млрд куб. м газа, ежегодно поступающих от ОАО «Газпром» в Чечню, пропадает в газораспределительных сетях и газовом оборудовании. Такие данные приводятся в корпоративном журнале «Газпром». Как отмечается, «с поправкой на этот показатель уровень оплаты за поставки газа в Чечне по итогам 9 месяцев 2013г. составил лишь 47%».

Также в журнале отмечается, что Газпром планирует реконструкцию системы газоснабжения республики. Для этого началась работа по инвентаризации сетей, конечной целью которой должно стать создание эффективной модели газоснабжения, основанной на четком взаимодействии газораспределительных организаций (ГРО) и региональных компаний по реализации газа (РГК). Новая модель должна будет обеспечивать полноценный контроль потоков газа от газораспределительных сетей (ГРС) к конечному потребителю и точные расчеты, которые будут учитывать реальные объемы потребления.

В концерне также отмечают, что 3 октября с.г. состоялась встреча председателя правления Газпрома Алексея Миллера с главой Чечни Рамзаном Кадыровым. По ее итогам глава Газпрома дал поручение подготовить программу развития газоснабжения и газификации Чеченской Республики до 2020г.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20131126134951.shtml

— — — —
Решение вопроса о переходе на авансовые платежи за услуги ЖКХ и жилое помещение может быть не столь жестким, как ожидалось. По данным «Ъ», Минстрой готовит для правительства предложение о распространении новой системы только на физлиц—неплательщиков за коммунальные услуги, а в отношении юрлиц — только на поставки газа. В итоге она может затронуть лишь 6% населения РФ и, скорее всего, сделает невозможным полный переход на предоплату в обозримом будущем.
http://www.kommersant.ru/doc/2346921
— — — —

Газпром: поставки газа на внутренний рынок и газификация регионов

— — — — —
Северный Кавказ и газ
http://rusanalit.livejournal.com/1746437.html
Про ЖКХ и Кавказ
http://rusanalit.livejournal.com/1746152.html

Интервью Already Yet на «Альпари»

Текстовая версия
— — — — —
Об интервью Already Yet на «Альпари»

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


— — — — —
Россия: 1300 млрд. куб. футов = 36.4 млрд. м3
Нигерия: 500 млрд. куб. футов = 14 млрд. м3
Иран: 400 млрд. куб. футов = 11.2 млрд. м3
— — — — —

http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=RS

О добыче газа в Турции

Тектоническая карта Турции

MEA-1999: Турция

http://img-fotki.yandex.ru/get/5508/invngn.41/0_5e27f_bd707e77_orig


http://img-fotki.yandex.ru/get/5508/invngn.42/0_5e280_cb3d3261_orig

Нефть и газ Турции
Distribution of Oil and Gas Fields in Turkey in Terms of Companies (2010)

eia.gov, Турция, Natural gas

iea.org: Oil and Gas Emergency Policy — Turkey 2013 update

16.11.2013 Shell начнет добывать сланцевый газ в Турции. Запасов сланцевого газа Турции хватит на 40 лет

Компания Shell начала разработку месторождений сланцевого газа в турецкой провинции Диярбекир, сказал глава компании в Турции Ахмет Эрдем, пишет газета Sabah.

По его словам, для разработки месторождений сланцевого газа в провинции Диярбекир пробурено свыше тысячи метров.

Ранее министр энергетики и природных ресурсов Турции Танер Йылдыз сказал, что Турция ищет местных и иностранных партнеров для совместной разведки и разработки месторождений сланцевого газа на территории страны. По словам министра, на сегодняшний день Турция уже сотрудничает с компанией Shell в сфере разработки месторождений сланцевого газа в провинции Диярбекир. «Мы намерены продолжить работы по разработке месторождений сланцевого газа и ждем от местных и иностранных компаний предложений по сотрудничеству в этой сфере», — сказал Йылдыз.

Ранее в докладе Турецкой ассоциации геологов-нефтяников (TPJD) говорилось, что запасы сланцевого газа в Турции составляют 1,8 трлн. кубических метров, и их хватит стране на 40 лет при ежегодном потреблении газа в 45 млрд. кубических метров. Наибольшие запасы сланцевого газа находятся в основном на территории юго-востока Турции, а также в провинциях Эдирне, Текирдаг, Анкара и на Черноморском побережье страны.

Диярбакыр

— — — — — —
Нетрадиционная добыча сланцевого газа как всегда весьма традиционна
i/ Из имеющихся НГБ выбрана северная часть наиболее перспективного и хорошо исследованного (в Турции)
Персидского залива нефтегазоносного бассейна

ii/ BP Statistical Review of World Energy June 2013 не дает никакой информации о Natural Gas: Proved reserves

iii/ eia.gov: Proved Reserves

Взяв Proved Reserves округленно (выше максимума) в 1.2 трлн.куб.футов = 0.034 трлн. м3 = 34 млрд. м3
Вероятно, основная часть Proved Reserves находится в НГБ Персидского залива.
1800 млрд. м3/34 млрд. м3 = 53 раза, т.е. нетрадиционные запасы порядка в 50 раз больше максимально возможных традиционных

iv/ Столь значительные изменения Proved Reserves говорят о значительных трудностях при оценке запасов и разработке месторождений.

masterok: Исчезающие тропические леса Амазонки

http://masterok.livejournal.com/1517440.html

О Гренландии

http://en.wikipedia.org/wiki/Greenland
http://en.wikipedia.org/wiki/Economy_of_Greenland

Сайт правительства
Ministry of Industry & Mineral Resources
Bureau of Minerals and Petroleum
Greenland Mineral Resources Portal

1614×2405

Statistics in Greenland
Statistics in Greenland: Statistical Yearbook
http://www.stat.gl/publ/en/SA/201221/pdf/Statistical%20Yearbook.pdf

— — —
Oil & minerals GREENLAND
http://www.ggg.gl/

Информация и новости атомной промышленности

http://www.eia.gov/nuclear/

IAEA (МАГАТЭ, Formation 1957)
http://www.iaea.org/

OECD (ОЭСР, Establishment 16 April 1948/30 September 1961)
http://www.oecd-ilibrary.org/nuclear-energy/nuclear-energy-generation-and-nuclear-power-plants_20758413-table1

WNA (Всемирная ядерная ассоциация, Founded 1975/2001)
http://www.world-nuclear.org/

EAEC or Euratom
(Европейское сообщество по атомной энергии, Establishment 1958/1967)
http://ec.europa.eu/euratom/index.html

Цены на оксид урана, конверсию в гексафторид, и обогащение
http://www.uxc.com/review/uxc_prices.aspx

— — —
http://www.rosatom.ru/
http://www.tvel.ru/
http://www.armz.ru/

http://www.areva.com/
http://www.usec.com/
http://www.urenco.com/
— — —

http://www.atominfo.ru/index.html
Квартальный отчёт Euratom по урану

http://www.atomic-energy.ru/ Российское атомное сообщество

http://www.atomnews.info/

http://novostienergetiki.ru
http://ria.ru/atomtec_news/

Газовые центрифуги

Газовая центрифуга

Газовая центрифуга — устройство для разделения (сепарации) газов с разным молекулярным весом.
Наиболее известны газовые центрифуги для разделения изотопов, в первую очередь подразумевается современный способ обогащения урана изотопом U-235 для атомной энергетики и атомного вооружения. Перед обогащением природная смесь изотопов урана переводится в газообразную фазу в виде гексафторида урана. Высокая степень разделения достигается использованием множества отдельных газовых центрифуг, собранных в каскад, что позволяет последовательно достичь более высокого обогащения урана-235 при значительно меньших энергетических затратах по сравнению с диффузионным каскадным процессом разделения изотопов, используемым ранее. Газоцентрифужная технология представляет сегодня самый экономичный способ разделения изотопов урана, использует значительно меньше энергии, чем другие методы, и имеет множество других преимуществ.


Каскад газовых центрифуг на заводе в Пайктон, штат Огайо с 1984

В настоящее время в мире имеется 4 основных фирмы, занимающиеся обогащением урана, каждая из которых занимает примерно четверть мирового рынка по продажам.
ТВЭЛ — российская компания (подразделение ГК «Росатом», сбыт на мировом рынке осуществляется через Техснабэкспорт (TENEX)) использует советско-российские газоцентрифужные технологии.
URENCO — совместная (англо-голландская-немецкая) со штаб квартирой в Великобритании использует газоцентрифужную технологию основанную на патенте Циппе.
Areva — французская и USEC — американская . Французские и американские фирмы до сих пор не обладают своими надежными газоцентрифужными технологиями. Французская Areva купила 50 % URENCO, инвестировала более 3 миллиардов евро в последние годы в новый завод Georges Besse II. Новый завод работает с апреля 2011 , мощность более 1,5 млн ЕРР в год, в 2016 году он будет работать с полной производственной мощностью 7,5 млн ЕРР в год.

— — —
Из всех статей (русской, английской, китайской, немецкой, нидерландской, испанской, арабской) в Википедии по газовым центрифугам русская самая подробная.
— — —
Шпайш машт флоу (NUC1)
Однако, для того, чтобы понять, кто чего стоит в «Изотопном клубе» — приведу данные из вот этого отчёта: На долю России приходится 40% от мировых мощностей по разделению изотопов, на долю США — 20%, на долю Франции приходится 15% мощностей, на объединённую долю Германии-Великобритании-Бельгии — ещё 22% мощностей по обогащению.
Все остальные обогатители, включая Японию, имеют не более 3% от мировых мощностей по обогащению. На ядрен-батон может быть и хватит, а вот на создание своего замкнутого ЯТЦ — уже нет.
Поэтому, как говорится «шпайш машт флоу» — нет центрифуг — нет обогащённого урана.

Газодиффузное обогащение изначально создавалось под запросы военных. Американским военным, собственно говоря, на энергетические затраты по разделению изотопов было элементарно наплевать — им был нужен оружейный, высокообогащённый уран (для реакторов подводных лодок — это несколько десятков процентов обогащения, для атомной бомбы — не менее 75%, а для реакторов, напомню — всего 2-4%!), причём быстро! Нефти и энергии было полно, о затратах никто не думал, вот и построили быстро газодиффузные заводы.

На протяжении нескольких десятков лет технологии изотопного обогащения урана в СССР и странах Запада развивались абсолютно изолированно, хотя все начинали с газодиффузионной технологии. Из публикаций косвенных данных СССР было известно, какая промышленная технология используется Западом.
Но в конце 1940-х годов у страны катастрофически не хватало энергии и советские учёные вынуждены были искать альтернативы газодиффузному способу. В дальнейшем по понятным причинам условий Холодной войны газовая диффузия и центрифугование стали каждая развиваться по отдельности — диффузия на Западе, а центрифуги — в СССР.

Поэтому Запад узнал об успехах СССР лишь в 1990-е годы, когда в рамках контроля за процессом разоружения обе страны частично раскрыли информацию. Тогда и выяснилось, что Россия обладает значительно более производительным и экономичным процессом. Ликвидировать этот разрыв западные компании и страны не смогли до сих пор.

В итоге газодиффузное обогащение оказалось более чем в 20 раз энергозатратным, нежели обогащение на центрифугах.

Кстати, дополнительную пикантность ситуации придаёт то, что один из создателей первых советских центрифуг — немец Конрад Циппе впоследствии уехал на Запад, сотрудничал с англо-голландским концерном Urenco и разработал другую модель центрифуги и для них. Именно центрифуги Urenco сумел контрабандой сначала приобрести ПакистанЮ а потом и через Пакистан — Иран.

Поэтому, два из трех основных конкурентов России на мировом рынке услуг по обогащению урана, наиболее мощные компании — французская компания Areva (частично) и американская USEC (полностью), до сих пор используют чрезвычайно энергозатратную газодиффузионную технологию. Центробежной же технологией в «западном» исполнении совместно владеют европейские компании Urenco и Areva, но только последнее поколение их центрифуг возможно сможет хоть как-то конкурировать с российскими по уровню энергопотребления.

Завод Urenco в США недавно наконец-то пущен в промышленную эксплуатацию. 20 августа 2012 года первая очередь новых центрифуг Urenco была загружена гексафторидом урана.
Мощность завода Urenco составляет 1,5 млн. единиц работы разделения (ЕРР) в год. Или 7% от мощности существующих обогатительных предприятий России.

Россия же планирует до 2015 года увеличить мощности своих предприятий по разделению изотопов на 10 миллионов ЕРР в год. И разделять за год 33 миллиона ЕРР.

Ядерная спичка (NUC2)

Как мы помним из предыдущей части, за время Холодной войны, когда и были, собственно говоря, произведены основные избыточные количества урана, США и Франция успешно освоили газодиффузный способ разделения изотопов и тихо радовались неспешной наработке делящихся изотопов, втайне считая, что у СССР дела с обогащением урана обстоят или на похожем уровне, а возможно — и того хуже.

При этом, что интересно, по стоимости газодиффузного способа разделения изотопов и сейчас часто любят делать заключения о «низком EROEI» ядерной энергетики, объявляя, что она работает чуть ли не на значениях EROEI 4:1 или ниже. Для начала разберём — что это составляет в абсолютных цифрах потраченные на обогащение кВт-часы и как они отражены в полученных килограммах урана?

Например, французский газодиффузионный комбинат «Евродиф» в Пьерлате электроэнергию на поддержание своего технологического процесса получает от 4 рядышком стоящих ядерных реакторов. То есть 3 000 МВт их электрической мощности и 26,280 млн. МВт-ч произведенной за год электороэнергии расходуются на производство 8,5 млн. ЕРР. В перерасчёте на «штуки» — каждый ЕРР на газодиффузном заводе обходится в 3 091 кВт-часа.
Для сравнения, в классической книге «Экономика ядерной энергетики: Основы производства ядерного топлива» Синева приведено для сравнения энерготопотребление центрифуг образца 1982 года — около 100 кВт-часов/ЕРР. Потребление же газодиффузной технологии тоже оценено в этой книге, как «в ~25 раз более высокое», то есть — составляет около 2 500 кВт-ч/ЕРР.
Согласно же последним оценкам, современные центрифуги как российского, так и европейского производства берут 50-60 кВт-ч на каждую ЕРР.

Слава богу, жить французскому газодиффузионному комбинату осталось приблизительно до 2015 года, а далее там останутся уже только одни центруфуги. Аналогичная ситуация складывается и в США — энергетический, а не «военный» подход к вопросу заставляет США закрывать газодиффузный комбинат USEC и переходить на европейские технологии центрифуг, о чём я уже писал в прошлом материале.

Как видим, для производства урана реакторной чистоты — нам надо потратить 6-9 ЕРР на килограмм продукта. Или, в случае использования центрифужного способа производства урана — 600-900 кВт-ч на 1 килограмм урана. С центрифугами нового поколения — и того меньше, всего лишь 300-450 кВт-ч на 1 килограмм урана. Исходный продукт, как мы помним, тоже никуда при этом не исчезает, просто он оказывается обеднён изотопом 235U и мы спокойно оставляем его лежать в отвалах — к перспективам его использования мы вернёмся ниже.
Для же газовой диффузии, даже если использовать оценки Синева, а не фактическое потребление «Евродифа», которое ещё на 20% выше, то получится уже гораздо более печальная цифра — от 15 000 до 22 500 кВт-ч на 1 килограмм урана.

При использовании современной реакторной технологии 1 кг урана, обогащённого до реакторной чистоты, достаточно для производства 315 000 кВт-ч электроэнергии. В случае газодиффузной технологии 7% энергии при этом надо было бы потратить на обогащение самого урана, в случае же использования центрифуг нового поколения эти расходы уменьшаются до смешного уровня в 0,2%. (Ну — или в понятных нам EROEI, эта фаза уранового топливного цикла работает уже с коэффициентом 500:1).

То есть, внезапно разделение изотопов, до определённого момента будучи очень затратным и хлопотным делом, сразу и навсегда становится простым и дешёвым процессом.

Собственно говоря, отсюда и следует первый интересный факт — к 1990-му году СССР уже наработал тонны и тонны дешёвого оружейного урана, а США и Франция всё ещё сидели на дорогом и малопроизводительном «газодиффузном» уране. Как я писал, «побег Циппе» за рубеж с чертежами недоделанной советской центрифуги «сухумского разлива» ничего глобального Западу не дал — к 1990 году самые передовые западные центрифужные технологии Urenco всё ещё болтались в коротких штанишках опытных разработок.
Как следствие, к 1990-му году США смогли наработать (всего!) около 500 тонн оружейного урана, а Франция — ещё гораздо меньше.

Именно в такой исторической ситуации Россией и была начата программа ВОУ-НОУ (высокообогащённый уран в низкобогащённый уран, HEU-LEU по-английски). Соглашение ВОУ-НОУ было заключено в 1993 году и предусматривает необратимую переработку накопленного российского оружейного урана в топливо для атомных электростанций США. Соглашение рассчитано на 20 лет — до 2013 года, и предусматривает переработку 500 тонн накопленого ещё во времена СССР оружейного урана, что соответствует 20 000 уничтоженных ядерных боеголовок. Боеголовка условно принята содержащей 25 кг урана, на самом деле речь, понятно идёт об «эквиваленте» — по факту разубоживается и отгружается просто оружейный уран из советских запасников. Фактическая статистика программы ВОУ-НОУ, если что, есть тут.

USEC признала отсутствие экономической целесообразности у проекта Американская центрифуга

Компания USEC впервые официально признала, что проект «Американская центрифуга» не будет экономически целесообразным в ближнесрочной перспективе.

«При текущих ценах на рынке мы не считаем, что наши планы по коммерциализации технологии ACP (центрифужного обогащения) станут экономически обоснованными без дополнительной поддержки от правительства», — цитирует слова президента USEC Джона Уэлча издание «Nuclear Intelligence Weekly».
Уэлч предположил, что проект ACP может быть свёрнут в январе 2014 года. Компания не раскрывает, какой объём средств понадобится ей для предотвращения подобного шага.
Завод «Американская центрифуга» в Пайктоне призван стать первым в США предприятием, использующим центрифужный метод для обогащения урана и принадлежащим американской компании. В настоящее время в стране действует только устаревший газодиффузионный завод в Падуке, и большая часть ЕРР для работы американских АЭС импортируется из-за рубежа.

В состав первой очереди завода должны входить 96 каскадов, в каждом из которых будет по 120 центрифуг типа AC.

В августе 2009 года министерство энергетики США отложило принятие решения о выделении госгарантий для завода в Пайктоне. В ответ, USEC приступила к увольнению специалистов, занятых на сооружении завода.
В июне 2012 года USEC подписала пакет соглашений с министерством о совместном финансировании программы НИОКР и демонстрации по центрифужным технологиям. На данный момент, министерство выплатило USEC 134,4 миллиона долларов из общей оговоренной суммы 250 миллионов.
Помимо «Американской центрифуги», свои центрифужные заводы на территории Соединённых Штатов собираются разместить европейские компании URENCO и AREVA.

Новости ОПЕК

05.12.2013
Входящие в ОПЕК страны—экспортеры нефти на завершившемся вчера в Вене 164-м заседании министров энергетики не стали менять квоты на добычу этого сырья — несмотря на обещания Ирана и Ирака значительно нарастить поставки в ближайшее время. Максимальный объем добычи, как и прежде, составит 30 млн баррелей в день. Не состоялось и избрание нового генсека организации — ливиец Абдалла аль-Бадри проработает на этом посту еще год, пока члены ОПЕК не договорятся о кандидате, которого поддержали бы Саудовская Аравия и Иран.

Сохранение суммарного объема квот на добычу нефти 12 странами—членами ОПЕК на уровне 30 млн баррелей в день глава Министерства нефти и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Али ан-Наими объяснил тем, что рынок находится «в оптимальном состоянии», спрос и предложение на нем сбалансированы, а цены пребывают на комфортном, как для поставщиков, так и потребителей, уровне — около $112 за баррель (ориентиром для ОПЕК является отметка $100 за баррель).

Расширению квот, несмотря на ожидающийся рост мирового потребления нефти в 2014 году на 1,2 млн баррелей в день (до 90 млн), препятствует увеличение добычи в странах, не входящих в картель. Рост предложения на рынке, по прогнозу ОПЕК, произойдет в первую очередь за счет наращивания извлечения сланцевой нефти в США, разработки шельфовых проектов в Бразилии и увеличения поставок из России и Казахстана. На поставки из стран ОПЕК, напротив, спрос может снизиться на 0,5 млн баррелей в день, ожидают в организации.

Между тем пересмотреть распределение квот картелю, возможно, придется уже в скором времени.
Представители Ирана и Ирака заявили на встрече о планах резкого увеличения добычи суммарно примерно на 8 млн баррелей в день. Ранее введенное США и ЕС «нефтяное эмбарго» для Ирана оказалось успешным — объем экспорта снизился более чем вдвое, до 1,2 млн баррелей в день. Однако теперь, когда власти страны согласовали смягчение санкций, министр энергетики Ирана Бижан Намдар Зангане пообещал, что страна постарается «как можно скорее компенсировать падение добычи за время действия нефтяного эмбарго и вернуться к прежним показателям (около 4 млн баррелей в день, из них 2,3 млн на экспорт.— «Ъ»)». Несмотря на сдержанную позицию Саудовской Аравии, покрывающую сейчас большую часть дефицита спроса (на страну приходится треть поставок из ОПЕК), в Иране уверены, что у картеля имеется «большой опыт в том, как не допустить негативного влияния на цену при возвращении стран на рынок».

Впрочем, после снятия нефтяного эмбарго Ирану потребуется время для того, чтобы найти покупателей на свою нефть. На ближайшие полгода нефтяные фьючерсы на поставки из других стран ОПЕК уже раскуплены. Что касается Ирака, то его добыча после военной операции США квотами, по сути, не ограничивается — что позволило нарастить ее объем с 2 млн баррелей в день в 2007 году до 3 млн в 2012-м. В следующем же году, по словам министра нефти этой страны Абдель-Карима аль-Луайби, планируется увеличение экспорта нефти до уровня 3,4 млн баррелей.

Не случилось вчера и кадровой сенсации — действующий генеральный секретарь ОПЕК ливиец Абдалла аль-Бадри сохранил за собой пост, который он занимает уже семь лет. Предполагалось, что он покинет эту должность весной 2014 года, однако участники совета так и не смогли согласовать новую кандидатуру. Ожидалось, в частности, что организацию возглавит представитель Ирана. Этот вопрос, вероятно, будет вынесен на следующее заседание ОПЕК 11 июня 2014 года.
http://www.kommersant.ru/doc/2360439

05.12.2013
Страны – экспортеры нефти столкнулись с неожиданной проблемой: на рынок возвращается Иран, готовый после отмены санкций выдавать 4 млн баррелей в день. Переизбыток предложения обрушит цены. Но Иран не остановить – страна уже вовсю приглашает крупные американские компании к себе развивать добычу.

Пока ОПЕК не предпринимает никаких шагов для того, чтобы избежать возможного падения цен на нефть из-за возвращения в игру Ирана. На завершившемся накануне заседании картеля не было принято решение ограничить квоты на добычу, составляющие 30 млн баррелей в день.

Это объясняется тем, что, по ожиданиям участников ОПЕК, в ближайшие полгода никаких серьезных потрясений не будет. А чего ожидать дальше, сказать трудно. Заместитель премьер-министра Кувейта, министр нефти Мустафа Джасем аль-Шамали заявил, что предложение на рынке нефти со стороны стран, не входящих в ОПЕК, в 2014 году вырастет на 1,2 млн баррелей в сутки. При этом спрос в 2013 году увеличился на 1 млн баррелей в сутки.

Ожидается, что рынок вскоре может залить сланцевой нефтью США. Но здесь слишком много неизвестных факторов. А вот приход Ирана – перспектива очень реалистичная.

Иранский министр нефти Биджан Занганех заявил, что Иран, как только снимут санкции, может очень быстро нарастить добычу нефти до 4 млн баррелей в день, из которых 2,3 млн баррелей уйдут на экспорт.

«Мы немедленно сможем вернуться к прежним объемам экспорта и добывать по 4 миллиона баррелей нефти в день. Перед нами не стоит технических сложностей для того, чтобы сделать это», – цитирует его ПРАЙМ. Объем иранского экспорта нефти в 2011 году составлял 2,5 млн баррелей, а сейчас, во время действия санкций, – только 1,2 млн. Помимо Ирана готовится к увеличению поставок Ирак: в следующем году он обещает увеличить добычу до 4 млн баррелей в сутки с 1 млн баррелей. Все это может вылиться в ценовую войну.

Занганех дал понять, что Иран совершенно не волнуют последствия такого увеличения предложения на рынке. «Вне зависимости от обстоятельств мы будем добывать 4 млн баррелей в день, даже если цена на нефть рухнет до 20 долларов за баррель», – приводит слова министра газета Financial Times.

Иран уже назвал западные компании, к которым он обратился с предложением вернуться в страну и разрабатывать нефтяные месторождения сразу после снятия санкций. Занганех заявил, что в апреле следующего года будут составлены условия контрактов. Названо семь компаний: Total, Royal Dutch Shell, ENI, Statoil, BP, Exxon Mobil и ConocoPhillips, передает The Guardian.

Иран занимает четвертое место в мире по запасам нефти и имеет крупнейшие запасы газа, но сам он наладить добычу не в состоянии. Занганех говорит, что сектор нуждается в зарубежных инвестициях в размере 50 млрд долларов. В Иране работали зарубежные нефтяные компании, но после революции 1979 года в ходе процесса национализации они были выдворены из страны. Доля Ирана в мировой добыче сократилась с 55% в 1970-х до 40% в 1997-м.

Но в 1990-х компании стали возвращаться, Занганех занимал должность министра нефти в 1997–2005 годах, и в это время вернулись и Total, и Shell. Американские компании не могли работать в Иране из-за санкций, поэтому возможный приход Exxon Mobil и ConocoPhillips будет историческим.

Аналитики объясняют агрессивную риторику Ирана тем, что страна хочет укрепить свои позиции в будущих дискуссиях с Саудовской Аравией, лидером ОПЕК. Сейчас эта страна добывает рекордные объемы: более 10 млн баррелей в день, и ее будут пытаться заставить снизить их, чтобы дать место Ирану и Ираку. Но Саудовская Аравия не выказывает беспокойства.

По мнению представителей королевства, Иран и Ирак вряд ли материализуют свои угрозы. «Вы слишком озабочены Ираном, и это плохая озабоченность. Вы знаете, что случится, если цена упадет до 20 долларов? Вы знаете, сколько стран выпадут из добычи, включая сланцевую нефть, канадскую песчаную нефть, подсолевую нефть? Все это уйдет», – сказал министр энергетики и природных ресурсов Саудовской Аравии Али аль-Наими.

Средняя цена нефти сорта Brent составляла в текущем году 110 долларов за баррель, это вполне удовлетворяет ОПЕК. Перебои в добыче в Нигерии и Ливии компенсировали стремительное развитие сланцевой добычи в США. Но ОПЕК все же отдает себе отчет в том, что дестабилизирующие факторы множатся. Некоторые предлагают вернуться к практике введения индивидуальных квот для стран, которая не применялась с 2008 года.

Пока говорить о том, что Иран вот-вот начнет заливать мировой рынок нефтью, очень рано. «Пока снятие санкций лишь частично скажется на нефтяной сфере Ирана, ожидать роста предложения не приходится. В будущем, если ослабление санкций затронет уже непосредственно поставки нефти, можно ожидать постепенного восстановления поставок из Ирана, рост которых приведет к росту общего предложения на мировом рынке», – сказал газете ВЗГЛЯД заведующий сектором Института энергетики и финансов (ИЭФ) Сергей Агибалов.

Тегеран и главы МИД «шестерки» (Россия, США, Китай, Британия, Франция, Германия) в ночь на 24 ноября в Женеве договорились, что Иран обязуется снизить степень обогащения урана с 20% до 5%, а также предоставить международным экспертам доступ для более тщательных проверок в обмен на смягчение экономических санкций в отношении страны.

04.12.2013
Historically, Saudi Arabia has argued for increased production from the cartel to preserve OPEC’s market share, since high prices have helped encourage alternative energy development elsewhere, whereas Iran and Iraq have argued for moderate production levels and strong prices. Additionally, while Saudi Arabia can afford to sell oil at $85 per barrel, many of the governments surrounding it need prices at or above $100 per barrel, and Riyadh does not want to see its neighbors engulfed in even more turmoil than they already are due to lower oil revenue.
Iran and Iraq are pursuing this boost for their long-term production and believe they can do so without reducing prices by relying on increased demand from developing Asian markets.
http://www.stratfor.com/analysis/future-opec
Мой машинный перевод основной части абзаца
Исторически сложилось так, Саудовская Аравия выступает за увеличение производства картеля, чтобы сохранить долю рынка ОПЕК, так как высокие цены помогут стимулировать развитие альтернативной энергетики в других странах, в то время как Иран и Ирак выступают за умеренные уровни производства и высоких цен. Кроме того, в то время как Саудовская Аравия может позволить себе продавать нефть по $85 за баррель, многие правительства (стран), окружающих (Саудовскую Аравию) нужны цены на уровне или выше 100 долларов за баррель, и Эр-Рияд не хочет видеть своих соседей охваченными еще большими потрясениями … (Бахрейн) . Иран и Ирак, желающие роста, для долгосрочного производства и считают, что они могут сделать это без снижения цен, опираясь на повышение спроса со стороны развивающихся азиатских рынков.

— — — —
31 Март 2013
earlywarn: Iranian oil production

http://iv-g.livejournal.com/860493.html
Теоретически Иран может относительно быстро восстановить добычу на 1 mbd, а потом еще на 0.5 mbd.

У Ирана
Торговый баланс положительный http://www.tradingeconomics.com/iran/balance-of-trade
Счет текущих операций положительный http://www.tradingeconomics.com/iran/current-account
Госдолг к ВВП снижается http://www.tradingeconomics.com/iran/government-debt-to-gdp
Бюджет с небольшим дефицитом (2012) http://www.tradingeconomics.com/iran/government-budget

BP Statistical Review of World Energy 2013

Иран, Ирак, Саудовская Аравия (1965-2012), годовые добыча, потребление, экспорт

Экспорт Ирана уже почти 20 лет, исключая последние годы, стабилен и в среднем составляет 24000 tbd.
Теоретически, Саудовская Аравия вполне может снизить экспорт до уровня 2010 г.
Другой вопрос, как это скажется на госбюджете, есть ли там запас прочности по снижению доходов.
Но все равно, ценовая война принесет еще большие убытки, хотя слова иранского министра нефти о цене в 20$ за баррель являются, скорее всего, воспоминаниями о временах 13 летней давности 🙂

BP Statistical Review of World Energy 2013

Добыча нефти и газа на Тринидаде

По данным BP Statistical Review of World Energy June 2013

Нефть

Газ

— — —
07 Май 2012
eia.gov: Caribbean

Уоррен Баффет и Exxon Mobil

15.11.2013
Уоррен Баффет увеличил долю в Exxon Mobil
По данным на конец третьего квартала, завершившегося 30 сентября, Баффет владеет 40,1 млн акций Exxon общей стоимостью более $3,7 млрд. Об этом стало известно из формы 13-F, поданной Berkshire Hathaway в Комиссию по ценным бумагам и биржам США (SEC) в четверг. В отчете за предыдущий квартал Баффет сообщал о владении 31 млн акций Exxon.

18.11.2013
Реплика: Рунет, спаси миллиардера от «сланцевой революции»!
Если бы легендарный американский инвестор Уоррен Баффет знал русский язык и читал посты в российском интернете, он бы не вложился в акции Exxon Mobil, сокрушается Андрей Гурков.

Эх, не уберегли дедушку! Инвестиционная компания легендарного Уоррена Баффета, входящего то в пятерку, то в тройку богатейших людей планеты, взяла да и вложила свыше 3 с половиной миллиардов долларов в покупку акций Exxon Mobil.

Главная интрига сделки
Эта новость обошла многие СМИ. Однако далеко не все из них заострили внимание на главной интриге сделки. Из всех американских энергетических гигантов именно Exxon Mobil в наибольшей степени сосредоточился на добыче и газа, и нефти из сланцев и других твердых пород, скупив огромное количество активов в этой сфере.

Получается, что «оракул из Омахи», как именуют Уоррена Баффета за его феноменальное чутье при выискивании перспективных ценных бумаг, по-крупному вложился именно в «сланцевую революцию».
Знал бы он русский язык, он бы ни за что так не поступил! Стоило ему только немного углубиться в Рунет, и на него обрушился бы вал статей, блогов, выступлений на форумах и всевозможных комментариев, где знающие люди и светлые головы с крутыми никами подробно объясняют, что вся эта так называемая «сланцевая революция» — сплошная выдумка, афера, мыльный пузырь… Одним словом — фейк.

Но не услышал американский провинциал голосов российских знатоков. Сидит он в своей Омахе на Среднем Западе США, как раз недалеко от тех мест, где разворачивается одно из действий этого сланцевого нефтегазового спектакля, и не ведает, что потратил сумасшедшие деньги на пшик.
Небось, еще и обрадовался, когда 13 ноября пресс-секретарь Белого дома Джей Карни сообщил в Вашингтоне об исторической вехе — впервые за почти два десятилетия, с 1995 года, производство нефти в самих США превысило объемы ее импорта.
Как иностранцы все-таки падки на ими же придуманные сказки! И ведь не первый раз подводит их эта наивность. Предупреждали же их в свое время авторитетные советские люди, что зря они увлекаются буржуазными лженауками типа кибернетики и генетики! И что же?
Автор: Андрей Гурков, экономический обозреватель DW

— — — —
цены на акции с начала года

За 1 год

За 5 лет

За 5 лет Exxon показал хороший рост, один из лучших среди Big Oil, но все еще отстает от SP и Dow, а по итогам года пока отстает от Total.

— — — —
А вот что пишут в более серьезных изданиях

Несмотря на то что ExxonMobil — самая дорогая нефтяная компания мира, за последние 12 месяцев ее акции подорожали лишь на 8%, в то время как у ее главных конкурентов — Chevron и ConocoPhillips — на 17% и 35% соответственно. Компания не спешит получать выгоды от сланцевой революции, объясняет FT. А в 2009 г. она купила за $41 млрд (с учетом долга) производителя газа XTO Energy, после чего цены на газ в США стали стремительно падать. Подобные инвестиции негативно повлияли на денежный поток компании: за первые девять месяцев 2012 г. он составлял $15,5 млрд, а за аналогичный период этого года — лишь $2,1 млрд.

Но сейчас появились признаки, что финансовое состояние ExxonMobil улучшается. Производство нефти и газа, которое стабильно падало с 2011 г., за III квартал 2013 г. впервые выросло на 1,5% в годовом выражении. Теперь компания прогнозирует, что рост производства составит 2-3% в год в 2013-2017 гг.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/18815021/fond-uorrena-baffeta-kupil-akcii
— — — —

Прочитай СМИшного аналитика и обязательно проверь его, особенно когда аналитик начинает вещать о «сланцевой революции». Достаточно просто прикинуть, какова у Exxon доля сланцевой добычи.

izvestia.ru: В России могут начать добывать сланцевый газ (Забайкальский край)

Власти Забайкалья одобрили проект газификации региона сланцевым газом и угольным метаном

В России уже в ближайшее время может начаться разработка месторождений сланцевого газа. На уровне губернатора Забайкальского края разработаны проекты соглашений региона с «Газпромом» и «Роснефтью», где фигурируют условия добычи сланцевого газа и угольного метана для нужд газификации Забайкалья и Бурятии. Об этом «Известиям» рассказал руководитель представительства Забайкалья в Москве Федор Луковцев. Однако газовая монополия пока выступает против разработки месторождений сланцевого газа, планируя газифицировать регион с помощью сжиженных газов.
Читать далее

eia.gov: Drilling Productivity Report, ноябрь 2013

http://www.eia.gov/petroleum/drilling/

— — — —
aftershock
Drilling Productivity Report, октябрь 2013
http://aftershock.su/?q=node/67380
http://aftershock.su/?q=node/69184

Фотографии Суэцкого канала

http://foto-history.livejournal.com/4379740.html

Тайфун Хайян: до и после

Начальник отдела координации и ответных действий Управления ООН по координации гуманитарных вопросов Джон Гинг сообщил, что тайфун «Хайян», обрушившийся на Филиппины в минувшие выходные, стал самым разрушительным за последние 100 лет.


http://bigpicture.ru/?p=455311

Хайян (тайфун)
Сформировался 4 ноября 2013
Распался 11 ноября 2013
Максимальный ветер
315 км/ч (195 mph) (1 минута постоянно)
380 км/ч (235 mph) (порывы)

Погибших 4009
Ущерб $1.08 млрд (2013 USD)


Тайфун Haiyan над Филиппинами, 8 ноября 2013


Путь шторма на карте. Точками отмечено положение центра шторма каждые 6 часов, цвет точки указывает на интенсивность (красный цвет — наивысшая интенсивность.


Наивысшие уровни предупреждения о шторме, установленные PAGASA в разных областях Филиппин.

Тихоокеанский сезон тайфунов 2012 года

First system formed January 1, 2012
Last system dissipated December 29, 2012
Tropical depressions 35
Total storms 25
Typhoons 14
Super typhoons 5 (Unofficial)
Total fatalities 1681 total
Total damage $5.73 billion (2012 USD)


Season summary map

Уюни (солончак)

Солончак Уюни (исп. Salar de Uyuni) — высохшее соленое озеро на юге пустынной равнины Альтиплано, Боливия на высоте около 3650 м над уровнем моря. Имеет площадь 10 582 км² и является крупнейшим солончаком в мире. Располагается в окрестностях города Уюни на территории департаментов Оруро и Потоси на юго-западе страны. Основные минералы — галит и гипс.

Внутренняя часть покрыта слоем поваренной соли толщиной 2—8 м. Во время сезона дождей солончак покрывается тонким слоем воды и превращается в самую большую в мире зеркальную поверхность.


Снимок от 4 ноября 2001 года, включающий озеро Титикака, солончак Койпаса и солончак Уюни. Все три объекта расположены на территории Альтиплано.

Около 40 тыс. лет назад данная область была частью озера Минчин (которое само выделилось из древнего озера Балливьян). После его высыхания осталось два существующих в настоящее время озера: Поопо и Уру-Уру, а также два крупных солончака: Салар-де-Койпаса и Уюни. Площадь Уюни примерно в 25 раз превосходит площадь высохшего озера Бонневилль в США.

По оценкам, солончак Уюни содержит запас в 10 млрд т соли, из которых ежегодно добывается менее 25 тыс. т. Благодаря своей плоской поверхности солончак Уюни служит главным транспортным маршрутом в Альтиплано. Хлорид лития, находящийся здесь в огромных количествах, пригоден для добычи из него лития, что актуально для аккумуляторной индустрии.

Рядом с солончаком ведется строительство международного аэропорта, способного принимать дальнемагистральные самолеты. Его открытие запланировано в 2012 году.
Благодаря развитию туризма на солончаке Уюни местные жители стали строить отели из соляных блоков, в которых можно остановиться на ночь.

Каждый год в ноябре на солончак Уюни прилетают на размножение три вида южно-американских фламинго — чилийский фламинго, андский фламинго и фламинго Джеймса.

Благодаря большому размеру, плоской поверхности и высокому альбедо при наличии тонкого слоя воды, а также минимальной девиации высоты, солончак Уюни является идеальным инструментом для тестирования и калибровки приборов дистанционного зондирования на орбитальных спутниках. Чистое небо и сухой воздух Уюни позволяют провести калибровку спутников в пять раз лучше, чем если бы использовалась поверхность океана.

Одной из достопримечательностей солончака является кладбище паровозов, находящееся возле путей железной дороги из Антофагасты в Боливию в 3 км от города Уюни. На «кладбище» покоятся паровозы названной железной дороги, отставленные от поездной службы в 1950-х гг., когда добыча минералов на окрестных рудниках резко упала.


Salar de Uyuni viewed from space, with Salar de Coipasa in the top left corner
http://en.wikipedia.org/wiki/Salar_de_Uyuni

Здесь, на высоте 3 657 м, всю равнину покрывает небольшой слой воды, при этом водная гладь лежит тут совершенно спокойно, потому над солончаком практически нет ветра. И это спокойствие и безветрие позволяют небу в полной мере отражаться в этом огромном зеркале.
«Воды здесь всего на пару сантиметров, но она повсюду, куда ни глянь»
«Высокое плато – это невероятно экзотическая территория. Дождь и талый снег зачастую приводят к тому, что солончак Уюни «затопляет» вода. Когда ветер успокаивается, и Уюни наполняется водой, то получается один из самых волшебных и сказочных пейзажей в мире.

http://bigpicture.ru/?p=455037

Считалочки энергетические. Космоснимки и энергетическая статистика

Новое Средневековье уже рядом

Чуть ниже — два фото Земли в ночное время суток. Оба сделаны NOAA National Geophysical Data Center and the NASA Earth Observatory. Первое фото сделано в 1994-95 годах, второе — в 2012.


Большая карта 1994 года
Nasa Earth Observatory


Большая карта 2012 года
Nasa Earth Observatory

Эти фото очень занимательны, если при их рассмотрении держать в голове, что все светящиеся точки на них, это населённые пункты, промышленные объекты, транспортные артерии и т. д. То бишь каждая светящаяся точка — это своеобразный индикатор жизнедеятельности человека. И, в принципе, не важно, что из себя представляет та или иная светящаяся точка — большое промышленное предприятие или маленький провинциальный городок, с уличными фонарями и работающими телевизорами. Отсутствие света означает лишь одно — что эта территория погрузилась (или погружается) во мрак.

Сравнивая эти снимки, можно сделать, как минимум, два любопытных вывода:

Общая плотность энергопотока падает и разница между 1994 и 2012 годами видна невооружённым глазом. При этом явление носит общемировой, системный характер. Хотя в некоторых местах процессы протекают явно быстрее общемирового тренда: восточное побережье США, Испания, Франция, Греция, европейская часть России, Финляндия, Саудовская Аравия (а у них то что не так?) и т. д. Почти потухшие Балканы, Ирак, Ливия (войны), Украина, Балтийские тигры и вся восточная Европа (грабёж). На практике уменьшение плотности энергопотока означает только одно — ухудшение уровня жизни людей.
При общем падении плотности, начинают «проявляться» области (ключевые точки), в которых плотность энергопотока не только не уменьшается, а наоборот — увеличивается. Как правило это крупные мегаполисы: Мадрид, Париж, Москва, Гонконг, Шанхай, Дели и т. д. Фактически, идёт процесс локализации «островков жизни», где будет «тепло и светло». И будет остальная территория, погружённая во тьму. Кстати, в своё время, об этом очень хорошо сказал Андрей Фурсов.

Комментарии к записи
Первое фото: acquired October 1, 1994 — March 31, 1995
Второе фото: acquired April 18 — October 23, 2012

Всё правильно, летом, когда дни длиннее, ночи светлее, и много людей отдыхает на природе (April 18 — October 23) города и пром. зоны освещаются меньше, чем зимой (October 1 — March 31)

— — — — — —
Обращают на себя внимание
i/ Россия: огромная светлая зона в Западной Сибири в 2012 г., которой не было в 1994/5 гг.
Добыча нефти в 1994/5 гг. составляла 6371 и 6236 mbd, в 2012 — 10643 [BP Statistical Review of World Energy June 2013]
Добыча выросла в 1.7 раза, а светимость возросла намного более чем в 2 раза
При этом утилизация попутного газа выросла

ii/ Индонезия: светимость на Суматре упала, даже вдоль Малаккского пролива.
Может быть, конечно, Free Aceh Movement посвлиял
По [BP Statistical Review of World Energy June 2013] Primary Energy Consumption, Million tonnes oil equivalent
выросло с 75.5/79.7 до 159.4, конечно, Ява взяла львиную долю, но в остальных местах ухудшилось?

iii/ Уругвай: почти не изменил видимую картину, а по данным eia.gov почти удвоил энергопотребление

iv/ Чили: светимоcть упала
По [BP Statistical Review of World Energy June 2013] Primary Energy Consumption, Million tonnes oil equivalent
выросло с 16.8/18.1 до 35.5, т.е. почти в 2 раза

iv/ Иран: светимоcть упала
По [BP Statistical Review of World Energy June 2013] Primary Energy Consumption, Million tonnes oil equivalent
выросло с 87.7/95.2 до 234.2 т.е более чем в 2.46 раза

v/ Китай: светимоcтьстала очень неравномерной
По [BP Statistical Review of World Energy June 2013] Primary Energy Consumption, Million tonnes oil equivalent
выросло с 87.7/95.2 до 234.2 т.е более чем в 2.46 раза

vi/ Мир [BP Statistical Review of World Energy June 2013]

Мировое Primary Energy Consumption, Million tonnes oil equivalent
выросло с 817.2/886.5 до 2735.2 т.е более чем в 3 раза

Визуальная картина является очень ненадежным показателем, особенно если не рассматривать детально способы ее получения: время года, число спутников и снимков, разрешение снимков, настройка яркости и др.

Цены на нефть и газ в США

— — — —
Расширившийся спред brent-wti связан с падением wti, но падение долгое постепенно затормаживающееся, аналогов такого падения с 2009 практически нет
Одновременно рост цен на природный газ.

Какое-то значительное падение wti мало вероятно, но вероятен дальнейший рост цен на природный газ.

Brent-WTI

http://ycharts.com/indicators/brent_wti_spread

http://www.bloomberg.com/energy/

— — — — — —
С нефтью мало что изменится. Фактор Ирана и Ближнего Востока играл определенную роль, не доминирующую. На цены по нефти играют несколько глобальных факторов – ограничение операций прайм дилеров на рынке комодитиз по внутренней договоренности с ЦБ и политиками для устранения пузырей на товарных активах, чтобы исключить разрушающие последствия на экономику от роста цен – это со стороны ограничения роста. А со стороны ограничения падения– нефтяные лобби, снижение количества дешевой, легко извлекаемой нефти и сланцевый проект, инвестиции в который теряют смысл при цене ниже 100. Поэтому три года в диапазоне 95-120 по Brent и 80-110 по WTI.
Однако, спрэд между brent и wti может начать сходиться. Не сразу и не в ноль но до среднего уровня за квартал в 3-6 баксов может стабилизироваться. Текущее значение 15 баксов, а исторически brent почти всегда был дешевле WTI.


http://spydell.livejournal.com/516822.html

— — — — — —

http://soberlook.com/2013/11/brent-wti-spread-widens-again-as.html

— — — — — —
Спред между американской и европейской нефтью вышел на предвоенные позиции

При этом нефть WTI почти месяц торгуется в узком диапазоне 93…96 долл.
Ноябрьское расширение спреда аналогично такому же перед Ливийской кампанией в начале 2011 года:


этот график с красными стрелками был составлен 25.08.2013.

— — — — — —
Некоторые объяснения
i/ США
eia.gov: This Week In Petroleum

Gasoline prices this Thanksgiving lower than a year ago

ii/ Ливия
Libyan crude oil production levels influence international crude oil markets

iii/ Политика:
iii.i/ Соглашение с Ираном, недовольство Саудовской Аравии;
iii.ii/ Brent-WTI — позволили наконец отыграть ливийские новости
iii.iii/ Monthly Oil Market Report за декабрь прояснит картину, но
ноябрьский отчет дает кое-что для понимания: при почти неизменной добыче ОПЕК (+3 tb/d)

Добычу ОПЕК стабилизировал Ирак при падении Саудовской Аравии.
Насколько стабильна может быть добыча при непрекращающихся терактах?
Основной рост non-OPEC, видимо, дали США.
Рост евро смягчает для Европу рост цен на brent

vvva2009: О проекте «Ямал-СПГ»

Как известно у руководства РФ есть скверная привычка — анонсировать какой-либо «мегапроект», якобы очень необходимый для развития страны, выделять огромные средства, а затем попросту разворовывать их. Результаты этих мегапроектов либо нулевые (хорошим примером является попытка разработки Штокмановского месторождения газа) либо очень скромные и бесполезные для страны ( саммит АТЭС в Владивостоке, Сколково, Сочинская Олимпиада и т.д.). В ряду таких проектов находится и попытка разработки Южно-Тамбейского газового месторождения, так называемый проект «Ямал-СПГ».

В чем суть проекта Ямал-СПГ и почему автор так скептически к нему настроен? Хочу сразу сказать, что автор почти три года проработал в государственной корпорации и знает о проекте «Ямал-СПГ» не понаслышке. Знает и о том, как разворовываются деньги в госкорпорациях. Теперь немного информации о проекте:

«Ямал СПГ» – проект по разработке Южно-Тамбейского месторождения с доказанными запасами 1,3 трлн кубометров газа и строительству трех очередей завода по сжижению газа (СПГ) по 5 млн тонн в год каждая. Запуск первой очереди запланирован на конец 2016 года. На проектную мощность «Ямал СПГ» должен выйти в 2018 году. Проект «Ямал СПГ» реализует крупнейший российский независимый производитель газа НОВАТЭК. В рамках проекта планируется разрабатывать Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение на Ямале, построить завод по сжижению газа, создание морского порта в поселке Сабетта на Ямале, строительство аэропорта и танкерного флота ледового класса. Затраты на проект по словам президента РФ В.В. Путина составят более 1 триллиона рублей. К началу сентября 2013 г. частные инвесторы уже вложили в проект свыше 60 млрд руб. В свою очередь за счет государственных средств осуществляется строительство ряда инфраструктурных объектов, в том числе аэропорта Сабетта, который должен открыться в 2014 г. Также в федеральном бюджете зарезервировано почти 47,3 млрд руб. на строительство морского порта», — отметил президент. За счет этих средств в порту углубляют дно, строят судоходный канал в Обской губе. Компании НОВАТЭК и Total (французская нефтегазовая компания) совместно реализуют проект «Ямал СПГ», в настоящее время доля НОВАТЭКа в ОАО «Ямал СПГ» составляет 80%, доля Total — 20%. НОВАТЭК и китайская CNPC подписали в рамках ПМЭФ соглашение о сотрудничестве по проекту «Ямал СПГ», китайская компания получает 20% в проекте. Сделку по продаже доли в проекте планируется закрыть до 1 декабря 2013 года. Соглашением предусмотрено заключение НОВАТЭКом долгосрочного контракта на поставку СПГ в Китай в объеме не менее 3 миллионов тонн СПГ в год.

После данной информации у читателя может возникнуть вопрос –какие автор видит проблемы в реализации данного проекта, если его полностью поддерживает государство и крупнейшие иностранные компании? Хочу сразу сказать, что участие иностранных кампаний не является гарантом реализации проекта, тот же Tоtal участвовал в освоении Штокмановского газового месторождения и ничего не добился. На самом деле проблем у проекта Ямала –СПГ множество и я лишь попробую выделить основные:

1) Местоположение месторождения. Полное отсутствие инфраструктуры — добраться можно только вертолетом, либо в августе-сентябре водой, полное отсутствие людей, суровый арктический климат.
2) Отказ от транспортировки газа трубопроводным транспортом. До ближайшего месторождения газа — Бованенково 150 км. При разработке Бованенково и прокладки трубопровода необходимо было учесть мощности Ямал –СПГ. Вместо трубопроводного варианта транспортировки газом было принято ошибочное решение о строительстве завода по сжижению газа (СПГ) и транспортировки его газовозами. Данное решение ошибочно по следующим основаниям:

— В РФ не возможно строительство газовозов (нет для них построечных мест-сухих доков необходимой длины и ширины). В результате Новатэк заказал строительство 16 газовозов ледового класса для Ямал-СПГ в Южной Корее. Строительство одного такого газовоза стоит от 200 до 220 млн. долларов США. В мире нет опыта хождения газовозов во льдах. Данная ситуация усугубляется некомпетентностью и идиотизмом так называемых «топ-менеджеров» Новатэк, которые утверждают руководству страны о возможности хождения их супер-газовозов во льдах без ледокольного сопровождения. Хотя эти утверждения понятны, так как работа атомного ледокола стоит от 70 000 евро в сутки. При таких тарифах проводка атомными ледоколами газовозов в льдах Арктики сделает полностью нерентабельным проект Ямал-СПГ. Есть и еще один минус ледокольного сопровождения –у РФ к 2021-2022 году останется только один атомный ледокол (как максимум 2), которые не справится с необходимым объемом работ.

— Карта глубин Обской губы показывает, что глубина на входе в Обскую губу не превышает 8-12 метров, а на некоторых участках от северо-восточной оконечности полуострова до Сабетты встречаются участки, где глубина составляет не более 6 метров. Для СПГ танкеров необходимая глубина фарватера должна составлять около 14- 15 метров. Необходимо огромная работа по дноуглублению (до 70 млн. кубов), которая осложняется тем, что у РФ практически нет дноуглубительного флота и его пришлось заказывать в Голландии. Кроме того, дноуглубительный флот может действовать только 2 месяца в году –август и сентябрь, так как в июле в обской губе лед еще тает, а в октябре уже начинается ледообразование и прекращается навигация (сейчас в поселке тамбей -14 градусов). Кстати говоря, в этом году голландцы, работая с 04 августа по 09 октября сумели вычерпать только 10 млн. кубов. Как они до 2016 года вычерпают оставшиеся 60 млн. кубов непонятно.

В данном проекте есть еще множество недостатков, которые я не стал описывать (сложные навигационные условия в Обской губе и Карском море, уникальность строительства завода по сжижению природного газа в условиях российского Заполярья, заносимость морского канала, и как следствие, необходимость в дополнительных работах по дноуглублению и т.д.). По-моему, все с данным проектом ясно – даже если Ямал-СПГ и будет реализован (в чем я сомневаюсь), то это будет супер убыточный проект, а за его реализацию заплатят граждане РФ.

Источники:
http://sdelanounas.ru/blogs/42203/
http://www.atomic-energy.ru/news/2013/04/17/41167
http://sdelanounas.ru/blogs/42203/
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=print&sid=1855
http://www.fontanka.ru/2013/07/04/067/
http://www.b-port.com/news/item/103005.html
http://www.vedomosti.ru/companies/news/16785621/putin-chastnye-investory-vlozhili-v-proekt-yamal-spg-svyshe
http://www.arcticway.ru/index.php?id=207
http://www.uralinform.ru/news/economy/183233-putin-nastavil-na-put-istinnyi-stroitelei-yamal-spg/
http://portnews.ru/comments/1675/
http://morvesti.ru/analytics/index.php?ELEMENT_ID=18692&sphrase_id=659006
http://vvva2009.livejournal.com/30885.html

Комментарии в записи
— — —
«можно только вертолетом, либо в августе-сентябре водой»
Ну это Вы сильно загнули.

«При разработке Бованенково и прокладки трубопровода необходимо было учесть мощности Ямал –СПГ.»
А вот тут я не вижу проблем. Добыча на Ямбурге будет падать. Вполне можно кинуть трубу туда, это близко, и качать по старым трубам. Проблема только в Газпроме.

«Строительство одного такого газовоза стоит от 200 до 220 млн. долларов США»
Вот это меня сильно смущает. Норникель строил танкер обычный, а не СПГ и он стоил 100 млн евро при дедвейте 20 тыс тонн. Как то очень дешево у Новатэка выходит. Но ходить без ледокола такой танкер сможет.

В целом с оценкой согласен.

Меня больше всего волнует подходной канал. Если его занесет зимой, придется до лета завод останавливать. Ещё есть вероятность, что от постоянного взламывания там образуется ледовых рубец, который даже атомные ледоколы не возьмут. Обычно в таком случае делают другой канал… Но у нас-то дноуглубление в одном месте.
Еще вопрос, что они будут делать с ледоходом? Останавливать завод перед ледоходом? А если ледоход внезапно пойдет, он не выкинет танкер на мель?
Проект рисковый до жути.

Вот, кстати, первые ласточки:
«внутренняя акватория порта будет искусственно ограждена для защиты от торосов, что приведет к ее изоляции. Из-за этого вода в такой изолированной акватории может промерзнуть до дна, что сделает невозможным судоходство. Поэтому предполагается обеспечить циркулирование теплой воды, подогреваемой специальной котельной и циркулирующей по акватории при помощи водонапорных станций. Благодаря этому температура воды может быть увеличена на 3-4 С. Подобная система не имеет аналогов»
http://portnews.ru/comments/1675/

Будем греть ледовитый океан котельными. И таких кривостей ещё не мало вылезет.
— — —
Насчет ледокольного сопровождения. Суда Норникеля обходятся без ледокольного сопровождения, ходят сами. Если использовать сопровождение, на один танкер надо будет 2 ледокола (ледоколы уже танкера) и ледокольный флот должен будет состоять из нескольких десятков ледоколов. Сами понимаете, этот вариант даже не рассматривается.

Норникель доказал, что такие суда как у них могут сами отлично ходить в этих широтах. Помощь атомных ледоколов им нужна только в экстренных случаях. На этот случай надо будет держать наготове 1-2 атомных ледокола. Но построить из под этот проект придется, это правда.
— — —
Вы же знаете, что даже атомные ледоколы в отдельные годы не могли пройти по СМП, получали повреждения. Без ледокольного сопровождения газовозам точно не пройти, будет трагедия. Тут в августе 2013 танкер получил повреждения от льда. Только в Обской губе льды до 2 метров, в Карском море и более. Вот мнения специалистов:
http://www.korabel.ru/news/comments/padenie_tehnicheskogo_urovnya_sudov_ledovogo_plavaniya_kak_itog_razvala_sssr.html
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=print&sid=1855
— — —
Ну чтоб всю зимнюю навигацию, такого не было, на сколько я знаю. А застрять на 1-2 месяца могли, было не раз.

Такого, чтоб впереди танкера шел ледокол, не понадобится. Да и не реально это. Но и полностью без них не обойтись конечно. В местах большого скопления льдов ледокол понадобится.

У них по идее, 2 варианта: идти по приямальской полынье до Карских ворот. В проливе помощь ледокола может понадобится. А дальше в Печерском море уже проще. Второй вариант — обойти Новую Землю сверху, там часто бывает чистая вода.

Если будут хорошие своевременные спутниковые снимки, в большинстве случаев танкеры смогут идти по чистой воде или битому льду. Сами они способны проходить лед до 1,3 метра (если у них как у Норникеля проходимость будет). В Печерском и Баренцевом море больше и не бывает. А вот в Карских воротах и на входе в Губу помощь ледоколов пригодится. Единственная проблема, как я написал сверху, если образуются торосы в проходном канале. Но тут и атомный ледокол не поможет.

Возить газ на восток, как говорил раньше Михельсон — это чистое безумие. Поэтому не стоит рассматривать те ужасы что творятся в Чукотском море или в море Лаптевых. Им бы Карское с Печерским пройти и в Гольфстрим.

http://novostienergetiki.ru/tag/yamal-spg/