Архив меток: Америка Северная

BP Energy Outlook 2035: Дополнения

— — — — —
i/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по газу и углю для Asia Pacific
ii/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по газу на транспорте
iii/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по углю и увеличен по газу и ВИЭ для электрогенерации
iv/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по индустриальному потреблению вне OECD
v/ По сравнению с предыдущим прогнозом увеличен прогноз по индустриальному потреблению N America

BP Energy Outlook 2035: Liquid fuels

Shale gas and tight oil resources

— — — —
i/ Примерно на 66% рост добычи жидкости вне OPEC обеспечит Северная Америка
ii/ Примерно на 40% рост добычи жидкости в OPEC обеспечит NGL
iii/ Пик добычи традиционной нефти пройден, хотя прогнозируют второй «горб» в районе 2030 г.
iv/ Отсутствие на рынке 2mb/d ливийской и иранской нефти позволяет относительно стабилизировать цены
v/ Прирост добычи нефти и конденсата к 2035 будут в основном модерировать США и ОПЕК
vi/ Прирост добычи нефти и конденсата в 2005-2020 на 2/3 определяли сланцевая нефть и NGL
vii/ Уменьшение в приросте добычи нефти к 2035 «Прочих»

Shell Management Day in London, March 13, 2014. 1. Общая часть

http://www.shell.com/global/aboutshell/investor/news-and-library/presentations-2014/management-day-in-london-march-13-2014.html#textwithimage

PDF of analyst webcast presentation slides (PDF, 7 MB)
http://s07.static-shell.com/content/dam/shell-new/local/corporate/corporate/downloads/pdf/investor/presentations/2014/shell-slides-analysts-2014-management-day-london-13032014.pdf

— 13 марта 2014 г., цена нефть около 108$/баррель за Брент
— цена со второй половины 2013 г. колеблется около 108$/баррель за Брент
— Shell планирует снижать инвестиции, продавать активы и проявлять большую осторожность
— Много Liquids rich shales в портфеле

Власти Мексики отказываются от монополии на нефть

13.08.2013
Президент Мексики Пенья Ньето представил законопроект по радикальному изменению нефтяной индустрии на рассмотрение конгресса страны.

По информации агентства Bloomberg, мексиканские власти хотят изменить прежнюю модель добычи нефти в стране, которая существует уже 75 лет.

Речь идет об изменении конституции Мексики и открытии нефтяного рынка страны для иностранных компаний.

В 1938 г. в Мексике был принят закон о национализации нефтяной промышленности. Добычей нефти в стране могли заниматься только мексиканские компании без привлечения иностранных инвестиций. Была создана государственная компания Petroleos Mexicanos (Pemex), которая получила статус естественной монополии в нефтяном сегменте.

По новому законопроекту планируется разделить Pemex на несколько частей. Кроме того, власти страны также хотят отказаться от госмонополии в сегменте генерации электроэнергии. При этом и Comision Federal de Electricidad (CFE). и Pemex останутся в руках государства.

Согласно заявлениям министра энергетики Мексики Хоакина Колдвелла в качестве основного варианта будущей модели добычи углеводородов планируется использовать так называемое “Соглашение о разделении рисков”. Оно уже действует в таких странах, как Эквадор и Боливия. Права на запасы нефти останутся в государственной собственности.

Свою заинтересованность в разработке и добычи нефти в Мексике уже выражали такие компании, как Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron и Repsol.

Против приватизации компании уже неоднократно устраивались акции протеста.

Стоит отметить, что мексиканские власти идут на такие кардинальные меры не от хорошей жизни.

Pemex несет серьезные убытки. По итогам II квартала убытки компании составили $3,8 млрд. Отмечается существенное снижение объема добычи и экспорта нефти.

По данным Минэнергетики Мексики, в 2004 г. объем добычи нефти в стране составлял 3,4 млн баррелей в день. Следующие 8 лет подряд показатели неуклонно снижались и в 2012 г. составили лишь 2,25 млн баррелей в день. Проблема спада добычи заключается не столько в нехватке денег у Pemex.

Крупнейшее месторождение Мексики — Кантарелл — было открыто в 1976 г. Данное месторождение относится к классу супергигантов.

По многим оценкам и объективным показателям по добыче Кантарелл находится на стадии активного истощения. Как в этой ситуации поможет приватизация нефтяной промышленности Мексики, пока не ясно.
http://www.vestifinance.ru/articles/30999

— — — — — —
Экономика экспортеров УВ: Мексика
В период 2005-2010 годов уменьшился почти в два раза экспорт нефти и увеличился почти в 2 раза импорт газа.
Запасы нефти и газа резко упали в 4-6 раз в 1998-2002 гг.
Это proved reserves 🙂
Экономика Мексики с трудом держится на плаву при помощи нефти и газа:
i/ наличие мощного северного соседа не дает развиться промышленности
ii/ локальные улучшения в экономике, которые могут дать какие-либо надежды, съедает демографический рост, снижение рождаемости даст эффект, но это будет не скоро

25 Ноябрь 2012. eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

http://en.wikipedia.org/wiki/Cantarell_Field


http://iv-g.livejournal.com/378756.html

Инфографика: What is the Cost of Mining Gold?

http://www.visualcapitalist.com/what-is-the-cost-of-mining-gold
http://www.zerohedge.com/news/2013-05-21/visualizing-cost-mining-gold

Экономика экспортеров УВ: Мексика


http://www.tradingeconomics.com/mexico/population


http://www.tradingeconomics.com/mexico/gdp-per-capita
Подушевой ВВП за 30 лет увеличился на 20%, все съедает демографический рост


http://www.tradingeconomics.com/mexico/stock-market
Рынок на уровнях почти в 1.5 раза больше докризисных, в США Доу не достиг докризисных максимумов, a SnP больше только на 7%


http://www.tradingeconomics.com/mexico/foreign-exchange-reserves
С 2010 г. в 2 раза выросли ЗВР


http://www.tradingeconomics.com/mexico/balance-of-trade
Несмотря на нефтяной экспорт торговый баланс обнадеживает только с 2010 г.


http://www.tradingeconomics.com/mexico/currency
Девальвации слабо помогли торговому балансу


http://www.tradingeconomics.com/mexico/current-account-to-gdp
Несмотря на проблески в торговом балансе счет текущих операций отрицательный


http://www.tradingeconomics.com/mexico/government-debt-to-gdp
В величине отношения госдолга к ВВВ за 15 лет крайне слабые улучшения


http://www.tradingeconomics.com/mexico/government-external-debt
С 2010 г. одновременно с ростом ЗВР рост внешнего госдолга


http://www.tradingeconomics.com/mexico/government-bond-yield

Average interest on new external debt commitments (%)

http://www.tradingeconomics.com/mexico/average-interest-on-new-external-debt-commitments-percent-wb-data.html

Debt service on external debt; total (US dollar)

http://www.tradingeconomics.com/mexico/debt-service-on-external-debt-total-tds-us-dollar-wb-data.html

Ставки по госдолгу падают, обслуживание внешнего долга облегчается

— — — — —
eia.gov: Mexico Country Analysis Brief
В период 2005-2010 годов уменьшился почти в два раза экспорт нефти и увеличился почти в 2 раза импорт газа.


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=MX#pet
Запасы нефти падают


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=MX#ng
Запасы газа падают

— — — — —
Общий вывод: экономика Мексики с трудом держится на плаву при помощи нефти и газа:
i/ наличие мощного северного соседа не дает развиться промышленности
ii/ локальные улучшения в экономике, которые могут дать какие-либо надежды, съедает демографический рост, снижение рождаемости даст эффект, но это будет не скоро

Пример Мексики показывает, что «Proved Resrves» могут за 10 лет упасть в шесть-семь раз 😦

theoildrum: Europe and North America — Total Oil Products Demand

In this post we using JODI data (Joint Organisations Data Initiative) which is based upon figures reported by national governments which we therefore assume to be reliable.

The JODI data base is not complete. Reporting began in January 2002. Most OECD countries have a complete set of reports but a number of countries like China only began to report in January 04 and many developing countries have a patchy reporting record. Russia and the former states of the Soviet Union do not report oil consumption figures at all.


После 2008 года мир стал свидетелем крупнейшего финансового кризиса с 1929 года. И все же спрос на нефть в этой группе стран почти не пострадал. Заметьте, что эта группа включает Швейцарию и Норвегию, которые не являются членами евро зоны и ЕС.

Спрос на нефть находятся под влиянием большого числа факторов, таких как численность населения, уровень экономического развития и экономической деятельности, социальные перспективы, условия жизни, климат, эффективность использования энергии и энергоресурсов. Тенденции спроса на нефть могут быть объяснены на основе 4 основных фактора:

Энергоэффективность — повышение энергоэффективности со временем может привести к снижению спроса на нефть.

Спад спроса — высокие цены на нефть, и другие экономические проблемы, что приводит к замедлению экономической активности и высоким уровням безработицы, может привести к снижению спроса на нефть.

Замена — высокие цены на нефть могут привести к переходу к другим источникам энергии: перейти с нефти на уголь или газ. Политика правительства, направленная на сокращение выбросов СО2 может также способствовать замене источников энергии.

Сезонные колебания — холодная зима может повысить спрос, а жаркое летом может создать спрос на кондиционирование.


Резкие сезонные пики с максимом в январе. Спрос на нефть рос до 2006 (почти как и в США — iv_g). Затем сезонность стала менее выраженной. Общие причины изменений: Спад спроса, Замена.


Спрос на нефть был стабилен в 5 миллионов баррелей в сутки с января 2002 года до 2006 года, когда начался спад, что продолжается и по сей день. Эти крупные страны не имеют годовых циклов. Падение спроса в таких крупных странах, составляет около 20%, по сравнению с примерно 28%, в Греции, Португалии и Ирландии.


Присмотревшись к Великобритании, Испании и Италии отдельно, мы видим, что осенью в Великобритании спрос на нефть будет менее выражен, чем в Испании и Италии.


Спрос на нефтепродукты в Испании рос до 2005 года, затем крутой спад, начиная с 2008 года, и нет никаких признаков стабилизации.


Спрос на нефтепродукты в Италии испытывает с 2006 крутой спад и нет никаких признаков стабилизации.


Остаток Европы включает Восточно-Европейские страны, ранее входившие в Советский блок. Некоторые, такие как Польша, Чехия, Венгрия и Словения являются теперь членами ЕС. Обратите внимание, что ДЖОДИ отчеты являются неполными, для некоторых из этих стран. Спрос на нефть поднимался до 2007 года, когда он стабилизировался и, с 2008 года он падала медленно. Снижение спроса на нефть в Восточной Европе намного менее заметное, чем в Западной и Южной периферии. Эти страны отмечены сезонной цикличностью с вершиной летом. Есть два возможных объяснения. Либо эти страны используют энергию для кондиционирования воздуха. Или лето отражает приток туристов.


Эта картина представляет собой постепенный рост спроса в начале 10-летнего периода, плато 2005-2008, а затем последовал мягкий спад. Спрос на нефть упала на 2 mmbpd или 12% в целом, но это скрывает тенденции региональных рынков, где спрос был сильным в ключевых странах и сократился на периферии.


Канада и Мексика — страны-экспортеры нефти показывают тенденция роста потребления нефти. Для сравнениях, Норвегии была добавлена в этот график, чтобы получить трио ОЭСР экспортеров нефти.


В США был рост потребления в начале 10-летнего периода с пиком потребления в 2005-2008, а потом последовал резкий спад в 2 млн. баррелей в сутки. Потребление нефти, похоже, стабилизировались на уровне около 19 млн. баррелей в сутки. Процентное падение составляет около 10%, что немного меньше, чем в Европе-28. Уровень безработицы остается неизменно высокий, около 7.7%.

Энергоэффективность автомобильного парка улучшается, плюс энергетическое замещение. По сравнению с Европой, в США относительно быстрый экономический рост в последние годы, и стоит отметить, что рост был вместе с падением спроса на нефть. Низкие налоги на топливо в сочетании с чрезвычайно неэффективным автомобильным парком означают, что США более чем в Европе реагируют на высокие цены на нефть. Воздействия высоких цен более заметно в США и там гораздо больше места для повышением энергоэффективности.
http://www.theoildrum.com/node/9713

BP Energy Outlook 2030. Общие вопросы


— — — — — — —
Сев.Америка выходит в небольшой плюс за счет угля.
Рост потребления газа в Европе могут обеспечить Ближний Восток и Африка и частично б.СССР.
Но тогда весь газ б.СССР идет в Китай. Или наоборот: Африка все продает в Китай.
Южная и восточная Азия, несмотря на имеющийся там газ (Австралия и пр.), являются чистыми импортерами. Наиболее быстрый рост экспорта энергии из Африки уже позади


— — — — — — —
Общемировые значения:
Более-менее близкие величины дают EIA, BP, OPEC, IEA в прогнозе Current Policies Scenario (CPS). Прогноз exxonmobil занижен даже по сравнению с IEA в прогнозе New Policies Scenario
ОЭСР:
EIA и IEA в прогнозе Current Policies Scenario дают более высокие значения

ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Supply, Global trade, Energy evolution, Data


— — — — — — —
Пик традиционной нефти уже пройден в районе 2005 г.
Конденсат > Глубоководная нефть > нефтяные пески > Tight oil = биотопливо


— — — — — — —
Основной прирост добычи УВ-жидкостей в Северной Америке: конденсат, нефтяные пески, глубоководная нефть, Tight oil. Основная добыча УВ-жидкостей ожидается на Ближнем Востоке, Латинской и Северной Америке


— — — — — — —
Более четверти мировой газодобычи будет приходиться на нетрадиционный газ. Сомнительно
Северная Америка: 80% добычи будет составлять нетрадиционный газ. Сомнительно весьма


— — — — — — —
Картинка по данным IEA.org. Мировые ресурсы газ надо делить на два.
Делить на два для обеих Америк, Европы, Африки. Для тихоокеанской Азии (Китай+Япония) надо делить на три.


— — — — — — —
Рост потребления газа на 65%, ядерной энергии почти в 2 раза, в 5 раз Ветра-Солнца-Биотплива.


— — — — — — —
Торговля нефтью в нынешней пропорции, торговля газом вырастет приблизительно в 2 раза


— — — — — — —
На карте выделены три главных потребителя: тихоокеанская Азия, Северная Америка, Европа.
В Северной Америке к 2025 г. ожидают уже появления экспорта.


— — — — — — —
Возрастание доли газа и ядерной энергии

http://www.exxonmobilperspectives.com/2012/12/11/energy-and-the-world-in-2040/
http://exxonmobil.com/Corporate/energy.aspx
http://exxonmobil.com/Corporate/energy_outlook.aspx

ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Industrial, Electricity generation

http://www.exxonmobilperspectives.com/2012/12/11/energy-and-the-world-in-2040/
http://exxonmobil.com/Corporate/energy.aspx
http://exxonmobil.com/Corporate/energy_outlook.aspx

ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Residential/commercial, Transportation

http://www.exxonmobilperspectives.com/2012/12/11/energy-and-the-world-in-2040/
http://exxonmobil.com/Corporate/energy.aspx
http://exxonmobil.com/Corporate/energy_outlook.aspx

ExxonMobil’s Outlook for Energy: A View to 2040. Global fundamentals

http://www.exxonmobilperspectives.com/2012/12/11/energy-and-the-world-in-2040/
http://exxonmobil.com/Corporate/energy.aspx
http://exxonmobil.com/Corporate/energy_outlook.aspx

Потери Канады от нехватки нефтепроводов оценили в миллиарды долларов в месяц

Недостаточно мощная трубопроводная система Канады снижает возможности страны по экспорту нефти, обходясь ей в 2,5 миллиарда долларов в месяц. Об этом сообщает AFP со ссылкой на отчет экономистов японского инвестбанка Nomura.
Согласно отчету банка, недостаток трубопроводных мощностей приводит к тому, что крупный производитель нефти вынужден закупать 40 процентов потребляемого углеводородного сырья за рубежом. При этом канадские производители продают свою нефть за рубежом со скидкой.

К примеру, нормальной трубопроводной системы нет между провинциями Альберта (где добывается большая часть канадской нефти) и Онтарио, где расположена производственная база страны. Онтарио и другие восточные провинции покупают нефть Brent, которая стоит дороже североамериканских марок.

В ближайшее время решить эту проблему не удастся, поскольку до реализации всех предложенных проектов транспортировки нефти с запада на восток страны пройдет немало времени. Ни один из проектов не будет завершен до 2015 года.

В то же время рост добычи в США, в первую очередь, сланцевой нефти, приводит к тому, что цены на канадское сырье снижаются. Это вынуждает канадских нефтяников продавать сырье на свой основной рынок к югу от границы дешевле мировых цен.

Кроме того, в отчете указывается, что на Канаду плохо влияют перебои на нефтеперерабатывающих заводах.
http://lenta.ru/news/2012/12/13/cost/

в Штатах транспорт тоже тормозит рост добычи сланцевых углеводородов. В этом году задействовали всё что могли, а в 2013ом на существующем транспорте развиваться некуда.
http://slanceviy-glas.livejournal.com/89397.html

eia.gov: Non-OPEC oil supply outages remain above year-ago level

Source: Availability and Price of Petroleum and Petroleum Products Produced in Countries Other Than Iran
http://www.eia.gov/analysis/requests/ndaa/pdf/ndaa.pdf
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=8710

eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

Mexico produced an average of 2.96 million barrels per day (bbl/d) of total oil liquids during 2011. Crude oil accounted for 2.55 million bbl/d, or 86 percent of total output, with the remainder attributable to lease condensate, natural gas liquids, and refinery processing gain.

According to the Oil & Gas Journal (OGJ), Mexico had 10.2 billion barrels of proven oil reserves as of the end of 2011. Most reserves consist of heavy crude oil varieties, with the largest concentration of reserves occurring offshore in the southern part of the country, especially in the Campeche Basin. There are also sizable reserves in Mexico’s onshore basins in the northern parts of the country.

Mexico nationalized its oil sector in 1938, and Petroleós Mexicanos (PEMEX) was created as the sole oil operator in the country. PEMEX is the largest company in Mexico and one of the largest oil companies in the world.

Most of Mexico’s oil production occurs in the Bay of Campeche of the Gulf of Mexico, near the states of Veracruz, Tabasco, and Campeche.

The two main production centers in the area include Cantarell and Ku-Maloob-Zaap (KMZ), with additional increased volumes coming from the fields off the coast of Tabasco state. In total, approximately 1.9 million bbl/d — or three-quarters — of Mexico’s crude oil is produced offshore in the Bay of Campeche. Due to the concentration of Mexico’s oil production offshore, any tropical storms or hurricanes passing through the area can disrupt oil operations.

Over half of Mexico’s oil production comes from two offshore fields in the northeastern region of the Bay of Campeche, Ku-Maloob-Zaap (KMZ) and Cantarell. Another quarter of Mexico’s oil production occurs further to the southwest in the same bay, offshore Tabasco state. Most of the oil produced at KMZ and Cantarell is heavy and marketed as the Maya blend, while the oil produced offshore Tabasco is of a lighter grade.

Cantarell was once one of the largest oil fields in the world, but its output has been declining dramatically for almost a decade. Production at Cantarell began in 1979, but stagnated due to falling reservoir pressure. In 1997, PEMEX developed a plan to reverse the field’s decline by injecting nitrogen into the reservoir to maintain pressure, which was successful for a few years. However, production at Cantarell fell rapidly beginning in the middle of the last decade — initially at extremely rapid rates, and more gradually in recent years. In 2011, Cantarell produced 500,000 bbl/d of crude oil, which was roughly 10 percent below the 2010 level and more than 75 percent below the peak production level of 2.1 million bbl/d that was reached in 2004. As production at the field has declined, so has its relative importance to Mexico’s oil sector: Cantarell accounted for less than 20 percent of Mexico’s total crude oil production in 2010, compared with 63 percent in 2004.

Meanwhile, KMZ, which is adjacent to Cantarell, has emerged as Mexico’s most prolific field. Production doubled between 2006 and 2009, when it reached 810,000 bbl/d, as PEMEX employed a nitrogen re-injection program similar to that used at Cantarell. Production has grown more gradually since then, and currently stands at approximately 860,000 bbl/d. PEMEX hopes to increase output further over the next few years, including through the development of the 100,000-bbl/d Ayatsil satellite field, though views differ about whether or not the KMZ complex has already reached its peak level.

Mexico’s other center of offshore production is to the southwest in the Bay of Campeche, near the state of Tabasco. There the Abkatun-Pol-Chuc and Litoral de Tabasco projects, which each consist of several smaller fields, together accounted for 560,000 bbl/d in 2011. The production trajectories of the two field complexes differ considerably. Output from Litoral de Tabasco has increased from less than 200,000 bbl/d in 2008 to over 300,000 bbl/d thus far in 2012, thereby offsetting some of the declines witnessed in Cantarell. Litoral de Tabasco also includes the promising Tsimin and Xux discoveries, which according to some sources could contain up to 1.5 billion barrels of total reserves. Production from Abkatun-Pol-Chuc, on the other hand, has declined considerably from peak levels achieved in the mid-1990s, when output exceeded 700,000 bbl/d.

Mexico is believed to possess considerable hydrocarbon resources in the deepwater Gulf of Mexico, which have not yet been commercially developed. PEMEX has been drilling deepwater exploratory wells since 2006, and made its first significant find in the Perdido Fold Belt, near the U.S. border, in August 2012.

Onshore fields represent only around 25 percent of Mexico’s total crude oil production. Most of this production consists of light or superlight oil in the southern part of the country, especially in the states of Tabasco and Veracruz, where more than 80 percent of Mexico’s onshore production occurs. The largest oilfield in the south is Samaria-Luna, which produced about 200,000 bbl/d in 2010.

EIA expects Mexican oil production to continue declining over the next decade, assuming no dramatic changes in policy or technology.

According to OGJ, Mexico had 17.3 trillion cubic feet (Tcf) of proven natural gas reserves as of the end of 2011, a sharp increase of more than 5 Tcf from the year before.

Mexico produced an estimated 1.8 Tcf of dry natural gas in 2011, according to revised figures, which represents a slow rate of decline from the year before. Preliminary Mexican government data suggest that natural gas production has continued to fall in 2012. Part of the decline is due to a divergence in the prices for natural gas and crude oil, which encouraged PEMEX to favor exploitation of the latter.

Regulatory bodies report that approximately 250 Bcf of natural gas was vented and flared in 2011. More than half of the country’s venting and flaring occurred at Cantarell.

North American natural gas trade, 2010-2035 (trillion cubic feet).png

Mexico meets some of its natural gas demand through LNG, but the volume of its imports fell by roughly 20 percent in 2011 as pipeline imports from the United States grew dramatically. According to data from the International Energy Agency, Mexico imported roughly 42 percent of its LNG from Qatar, 28 percent from Nigeria, and 16 percent from Peru, and smaller volumes from Indonesia and elsewhere. Mexico’s LNG supply mix has changed in recent years, as increased volumes from Qatar displaced LNG from Egypt, Trinidad and Tobago, and most notably Nigeria, which had been Mexico’s largest source of LNG.

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

OPEC: Monthly Oil Market Report, November 2012


— — — —
Уменьшение добычи ОПЕК в октябре


— — — —
Предсказывают уменьшение разницы цен WTI-Brent. За счет роста WTI?


— — — —
Доу существенно оторвался от ценовых индексов товарных рынков


— — — —
Существенное снижение спроса в Большой европейской четверке


— — — —
Предсказывают существенный рост добычи в 2013 г. в Северной Америке, значительно меньше в Латинской Америке, Африке и в бывшем СССР. Рост добычи в Северной Америке может не дать уменьшиться разнице цен WTI-Brent


— — — —
За 2012 прогнозируется значительный рост в Северной Америке и падение в Африке и на Ближнем Востоке вне ОПЕК (Сирия, Оман, Йемен)


— — — —
Добыча нефти:
Падение в Алжире, Иране продолжается
Долгожданный рост добычи в Анголе
Небольшое снижение в Ираке после длительного роста
Ливия продолжает наращивать добычу, вероятно, есть возможности для роста до уровня 2010 г.
Нигерия — продолжающееся падение, но очень большое
Саудовская Аравия — продолжающееся падение
Небольшой рост в ОАЭ и Венесуэле. ОАЭ продолжает наращивать добычу в 2012 г.


— — — —
Октябрь: добыча ОПЕК немного снизилась, а мировая увеличилась (Сев. Америка)


— — — —
Российский экспорт сырой нефти меньше, чем в 2011, а нефтепродуктов существенно больше


— — — —
1 и 2 кварталы 2012 — превышение добычи ОПЕК над имеющимся спросом


— — — —
Объемы бурения:
США — уменьшение
Канада — увеличение
Мексика — небольшое увеличение, но объемы ниже уровня 3Q
Норвегия и Великобритания — увеличение
Латинская Америка и Ближний Восток — уменьшение

ОПЕК:
Алжир — уменьшение
Ангола — увеличение
Ирак — уменьшение
Кувейт — увеличение
Ливия, Нигерия — уменьшение
Саудовская Аравия — увеличение
ОАЭ — уменьшение
Венесуэла — увеличение

http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/MOMR_November_2012.pdf

Рекс Тиллерсон о возможной энергетической стратегии США

Оригинал взят в А тем временем в замке у Шефа…

«На встрече Совета по международным отношениям глава компании Exxon Рекс Тиллерсон выступил с неожиданным заявлением. Руководитель одной из крупнейших нефтяных компаний планеты, традиционно выделяющей гранты на исследования в сфере экологической безопасности, осудил позицию своего предшественника на посту шефа Exxon по вопросу изменения климата планеты. По мнению господина Тиллерсона, выделять денежные средства на борьбу с глобальным потеплением бессмысленно и даже вредно для людей. «Если мы ограничим доступ к ископаемому топливу, мы ухудшим качество жизни большого количества людей. От наших контрмер люди пострадают еще больше, чем от самого потепления, поэтому необходимо вкладывать деньги в адаптацию человечества к новым условиям обитания», — говорит Тиллерсон. «Как вид, человек все еще существует. Это лучшее подтверждение того, что до сих пор мы успешно адаптировались. Адаптируемся и к климату будущего», — заявил бизнесмен. Рекс Тиллерсон высказал сожаление по поводу крупных грантов, выделенных его компанией ранее на борьбу с повышением глобальной температуры. Он сообщил, что Exxon планирует впредь финансировать лишь тех ученых, которые работают над минимизацией его последствий.»
http://news.gismeteo.ru/news.n2?item=63478294530

Но приведенный фрагмент не самый важный.

Вот транскрипт выступления и ответов

Самое новое важное другое:
Из выступления
1. Ода сланцевым нефти и газу — как одному и столпов энергетической безопасности США.
Другой столп — поставки из Канады и Мексики

2. Канада, США, Мексика производят 15 миллионов баррелей нефти в день. Мы ожидаем, что в 2020 году что Северная Америка будет производить 18000000 баррелей в день, и есть больше возможностей в системе выйти за пределы этого, и выйти за его пределы потенциально даже более быстрыми темпами.

3. So within the North American countries, we have a unique opportunity, because of this technology that has now emerged just in the last less than a decade, in the last five or six years, to, I think, get on a pathway to that energy security that we have all wanted and hoped for. It’s simply a matter of policy.

It’s simply a matter of choosing. Are we going to have energy security and are we willing to deal with the real fears, the real concerns, and manage the risk and acknowledge that we can do that, and when we put it in the scales and the balance of what’s in the best interest of society and our peoples, we’re going to have a policy that allows this to happen.

It’s not clear to me that we are. It’s not a foregone conclusion that we will. It’s very much an open question. But I think it’s an important question for not just the United States, it’s an important question for North America. And we can get into a whole wide-ranging discussion of the impacts that would have on the U.S.’s global foreign policy as well.

So it has — it can have a dramatic impact, and I think we have a terrific and wonderful opportunity in front of us. And I hope, as a person who spent his life in this industry, that I’m going to be around to see it happen.

Кратко — мы сейчас имеем возможность, но как ей воспользоваться пусть решают политики.

Из ответов на вопросы
1. Стоит ли отвязываться от импорта из Саудовской Аравии? Не образуется ли там вакуум, в который придет Китай. Упоминает об интересах США в регионе, но опять же вихлияние в речи —
Можно так и можно сяк — пусть решают политики.

2.
if people are thinking energy independence means low prices — and that’s the way a lot of people seem to want to have the conversations; when we get energy independent, we wouldn’t subject to these price swings that happen every time the guys over there that don’t like us, you know, do these things, they do it to us — and the truth of the matter is, they don’t do anything to do us. I mean, it’s just — it’s just natural supply/demand, ebbs and flows, and these long timelines for supply to respond to those demand signals.

So if people are equating energy independence to some kind of price stability or narrow price band, then they have to be putting that in a context of a very rigid policy and regulatory control around that system, because otherwise it’s going to continue to move with the global prices.

3. Well, I think the Saudis have been about as transparent as I think it is in their interest to be, and the Saudi oil minister, Ali Naimi, has from time to time indicated where they believe — they have a price at which they believe the global economy is comfortable, and most recently he said around $100.
100 долларов за баррель — цена, на которую ориентрируется Саудовская Аравия.

4. Говорил много, но разрознено о просвещении населения касательно вопросов энергетики, о необходимости лучшего технического образования в США

5. Да, говорил, хрен с ним с потеплением, переживем, приспособимся, людям нужно ископаемое топливо, в том числе в развивающемся мире.

6. Замещение газом нефти как топлива для транспорта — перспективы есть, но надо работать.

В общем складывается впечатление о некоторых колебаниях-раздумьях в элите США каким путем идти, хотя вроде для самообеспечения почти все скоро будет — сливать или не сливать Саудов…

Что важно, что Тиллерсен не юлил на вопрос потепленцев, а почти хамил прямо в глаза.
Надо понимать в кулуарах шли разговоры о более серьёзных вещах, а экологов-потепленцев решено послать

СМИ
http://blogs.westword.com/latestword/2012/06/exxonmobil_rex_tillerson_climate_change_fear.php
http://www.skepticalscience.com/exxon-mobi-ceo-denies-climate-threat.html
http://bottomline.msnbc.msn.com/_news/2012/06/28/12460198-exxonmobil-ceo-assailed-for-claims-on-climate-change
http://www.dailytech.com/ExxonMobil+CEO+Defends+Manmade+Global+Warming+Says+Humans+are+Able+to+Adapt/article25068.htm
увидели только нападки на потепленцев…

eia.gov: Распределения типов отополения домов в США в зависимости от года постройки


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=7690

rbcdaily: Геологоразведочные проекты россйиских нефтяных компаний

07.08.2012
Вслед за ЛУКОЙЛом и «Газпромом» неудача в зарубежном проекте настигла «Газпром нефть». Компании не удалось обнаружить коммерческих запасов в первой пробуренной скважине в Мексиканском заливе кубинского шельфа. В последние годы международная экспансия российских компаний нередко оборачивается неудачей, но отдача по ним в случае успеха кратно выше, отмечают эксперты.

Российской нефтяной компании «Газпром нефть» не удалось обнаружить коммерчески выгодного месторождения углеводородов по результатам бурения разведочной скважины в Мексиканском заливе на шельфе Кубы, пишет Бизнес-ТАСС со ссылкой на пресс-релиз кубинской государственной нефтегазовой компании Cubapetroleo. Сообщается, что 31 июля «Газпром нефть» и компания PC Gulf («дочка» малайзийской Petronas) завершили бурение морской разведочной скважины Сatoche 1x на глубину 4,7 тыс. м с борта нефтяной платформы «Скарабео-9». Характеристики дна в районе бурения «не позволяют осуществлять отдачу значительных объемов нефти и газа, поэтому скважину нельзя квалифицировать как пригодную для коммерческой разработки».

«Газпром нефть» вошла в проект год назад. 29 июля 2011 года она совместно с Сubapetroleo и Petronas подписала дополнение к СРП по четырем блокам на шельфе Кубы, согласно которому российский партнер получил 30% в проекте, 70% остались у Petronas. Соглашение на ведение нефтяной разработки было подписано партнерами до 2037 года, а на добычу газа — до 2042 года.

«Сотрудничество с Petronas позволит нашей компании развить свои компетенции в сфере освоения морских глубоководных месторождений и расширить опыт участия в проектах за пределами России, где мы планируем добывать к 2020 году порядка 10% от нашего общего объема производства углеводородов», — говорил тогда предправления «Газпром нефти» Александр Дюков. Инвестиции в проект составили более 12 млн долл. (данные за 2011 год). Компания тогда еще заявляла, что по результатам бурения первой скважины Catoche-1 будет приниматься решение: начинать бурение второй оценочной скважины или переходить на другую. «Партнеры продолжают оценивать собранную в ходе бурения информацию и в последующие месяцы проведут трехмерную сейсмику самых перспективных секторов, обнаруженных в 2009 году», — говорится в сообщении кубинской компании.

Ранее государственная Cubapetroleo оценивала запасы нефти на шельфовых месторождениях страны в Мексиканском заливе более 20 млрд барр. Между тем, по данным Геологической службы США, речь может идти о 5 млрд барр. Дозвониться в Cubapetroleo не удалось, а представители «Газпром нефти» эту информацию не комментируют. Помимо Кубы компания реализует проекты в Ираке, Экваториальной Гвинее, Венесуэле, в Анголе, Румынии и Венгрии.

Зарубежные шельфовые проекты в геологоразведке априори чреваты более высокими рисками и расходами, чем российские проекты на суше, но и отдача по зарубежным проектам в случае успеха может быть кратно выше. Стоимость одной геологоразведочной скважины на глубоководном шельфе можно оценить в районе 100 млн долл. В этом году испанская Repsol уже пробурила сухую скважину в акватории Кубы, говорит аналитик ИФД «КапиталЪ» Виталий Крюков. Российским компаниям далеко не всегда достаются привлекательные проекты на шельфе, так как лакомые участки зачастую уже поделены международными компаниями, а порой российским компаниям не хватает и должной компетенции. Кроме того, они часто идут в политически выгодные проекты, а в итоге политическая выгода оборачивается прямыми экономическими убытками, заключил г-н Крюков.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/07/tek/562949984473007

06.08.2012
Потерпев неудачу с нефтепереработкой на украинском рынке, российские нефтяники решили заняться добычей газа в соседнем государстве. ЛУКОЙЛ подал заявку на разработку Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря. На проект, реализуемый на условиях соглашения о разделе продукции (СРП), также претендует консорциум в составе ExxonMobil, Shell, Petron и НАК «Надра Украины». Освоение шельфовых запасов газа, по мысли украинских властей, может снизить зависимость от поставок из России. Но доля добычи на Скифской площади, по предварительным оценкам, не составит и десятой части потребностей страны — 3—4 млрд куб. м против 50 млрд.

LUKOIL Overseas Ukraine B.V. («дочка» крупнейшей российской частной нефтяной компании) подал заявку на участие в конкурсе на право разработки Скиф­ской площади на украинском шельфе Черного моря, сообщил в пятницу представитель государственной службы гео­логии и недр соседнего государства Эдуард Ставицкий. Вторым претендентом оказался международный консорциум, в который вошли ExxonMobil, Shell, Petron («дочка» OMV) и НАК «Надра Украины». Страна выставила на конкурс два участка, однако на менее перспективную Форосскую площадь претендентов не нашлось. Представитель ЛУКОЙЛа вчера не стал комментировать подачу заявки на разработку украинского шельфа.

Разработка Скифского участка планируется на условиях СРП. Государство рассчитывает получать четверть прибыльной продукции, доля инвестора максимум составит 70%. На этапе доразведки инвестиции должны быть порядка 200 млн долл. по обоим участкам. Суммарные вложения в Скифскую площадь ранее оценивались в 10—12 млрд долл., что позволит ежегодно добывать 3—4 млрд куб. м газа. Запасы предварительно оценены в 35 млрд куб. м и 25—60 млн т нефти. При этом по газу они могут увеличиться до 150—200 млрд куб. м. СРП предполагается заключить на 50 лет, решение по победителю власти Украины пообещали принять в течение месяца.

Российские нефтяники достаточно активно заходили на украинский нефтеперерабатывающий и розничные рынки. Ранее ЛУКОЙЛ купил Одесский НПЗ, а ТНК-ВР — Лисичанский НПЗ. Однако инвестиции не оправдали себя. Из-за особенностей налогового законодательства производство оказалось нерентабельным — нефтепродукты выгоднее привозить из соседней Белоруссии. ЛУКОЙЛ остановил Одесский завод около двух лет назад, на днях появилась информация, что ТНК-ВР ведет переговоры о продаже Лисичанского НПЗ, одним из претендентов на него является украинский олигарх, один из совладельцев RosUkrEnergo Дмитрий Фирташ.

Впрочем, как выяснилось, неудачи в нефтепереработке не отбили интерес к Украине у российских нефтяников, которые теперь готовы заняться добычей. Для ЛУКОЙЛа это скорее имиджевый проект — компания хочет показать, что она готова работать на шельфовых месторождениях, полагает генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. Отчасти это может помочь ему преуспеть в переговорах с российскими властями, которые пока не допускают частные компании до добычи на российском шельфе. Однако госкомпании в ответ могут выдвинуть аргумент, что сложность добычи в Черном море несопоставима с работами на арктическом шельфе по климатическим условиям.

Впрочем, пока точной оценки запасов Скифской площади нет, в случае победы ЛУКОЙЛу еще предстоит проводить доразведку в условиях сложной структуры дна. Кроме того, при работе в курортном регионе разработчику гарантировано пристальное внимание экологов, добавляет г-н Симонов. Он сомневается в перспективах проекта: власти Украины неоднократно декларировали различные мегапроекты, но они так и не были реализованы. На Украине есть потенциал для отказа от российских энергоресурсов, но он связан не с шельфом, а в первую очередь с угольным метаном, говорит Константин Симонов. Избавление от газовой зависимости от России эксперты оценивали в 10 млрд долл. ежегодных инвестиций, но власти и местные предприниматели не готовы идти на такие траты, добавляет он.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465413

06.08.2012
Предприниматель Михаил Гуцериев расширяет географию бизнеса «РуссНефти»: компания объявила о намерении вести разработку алжирских месторождений. Аналитики отмечают, что работа в Африке сопряжена с высокими рисками.

«РуссНефть» получила сертификат Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности Алжира на право ведения поисковой и разведочной деятельности в статусе «оператор-инвестор» на суше, говорится в пресс-релизе компании. Получение этого сертификата определяет «широкое участие» «РуссНефти» в перспективных нефтегазовых проектах Алжира, отмечается в сообщении. О каких проектах идет речь, не указывается. Компания уже владеет двумя международными проектами в Азербайджане (блок Падар) и Мавритании (оценочные запасы порядка 3 млн т).

Основанная Михаилом Гуцериевым «РуссНефть» известна не только своей высокой динамикой развития (по данным ЦДУ ТЭК, за полгода прирост добычи составил 4,7%), но и огромным долгом почти в 5 млрд долл. В июне на совете директоров «РуссНефть» утвердила стратегию развития с объемом инвестиций не более 500 млн долл. в год. «2017 год — выплата всех долгов в ноль, добыча — 18 млн т нефти в год, объем инвестиций — минимальный», — говорил журналистам глава компании Михаил Гуцериев. За два года компании удалось сократить долг на 1,6 млрд долл., до конца года планируется довести его до 4,3 млрд долл. Как сказал г-н Гуцериев, стратегией компании не предусмотрена покупка новых активов: «Нет финансовых возможностей покупать активы до 2015 года». Однако она предполагает активное участие в развитии мировых сырьевых рынков.
«РуссНефть» не раскрывает подробностей инвестиций в алжирские месторождения, однако источник, близкий к компании, отметил, что уже только попасть в алжирскую квалификацию — большое дело для компании. «Сейчас мы уже имеем доступ и право участвовать в различного рода мероприятиях по их проектам», — говорит собеседник РБК daily.

Интерес к недрам Африки у Михаила Гуцериева появился, когда он еще был главой «Слав­нефти». В 2001 году было подписано соглашение с Суданом о добыче нефти на условиях СРП на блоке №9, запасы которого составляли несколько десятков мил­лионов тонн. Через год суданское правительство аннулировало соглашение, мотивируя это тем, что российская компания так и не приступила к работам. Но г-н Гуцериев не оставил надежд на регион. После того как была сформирована новая компания «РуссНефть» и он ее возглавил, в 2005 году бизнесмен обещал, что компания получит статус международного игрока. Позже компания Гуцериева приобрела два нефтегазовых участка в Мавритании и один блок в Азербайджане. Однако через два года ему пришлось покинуть Россию (из-за уголовных дел и налоговых претензий). Только в 2009 году Михаил Гуцериев смог вернуться, но ему пришлось продать 49% акций АФК «Система».

«РуссНефть» не упускает возможности приобретать перспективные активы и в России. Две недели назад она приобрела у ТНК-ВР 100% акций «Новосибирскнефтегаза» и 71,09% «Северноенефтегаза», говорит аналитик ИК «Тройка Диалог» Валерий Нестеров. Покупка оценивается до 500 млн долл. Однако к зарубежным проектам нужно относиться аккуратнее, считает г-н Нестеров. В отличие от российских они несут в себе высокие риски. Март 2010 года, например, оказался неудачным для российского ЛУКОЙЛа. Две скважины, пробуренные нефтяниками на шельфе Ганы, оказались пустыми. И все же Алжир менее рискованная страна про сравнению с Ливией или Сирией, заключает эксперт.
Из российских компаний в Алжире активнее всего сейчас представлен «Газпром». Он реализует проект El Assel (запасы около 30 млн т нефти) в партнерстве с алжирской госкомпанией Sonatrach (контрольный пакет). На блоке пробурены уже четыре скважины и получены первые притоки нефти и газа. «Роснефть-Стройтрансгаз Лимитед», управляемая «Роснефтью» и «Стройтрансгазом», также ведет разведочное бурение в республике совместно с Sonatrach.
http://www.rbcdaily.ru/2012/08/06/tek/562949984465412

earlywarn.blogspot.com: US Crude Production by State


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_crpdn_adc_mbblpd_m.htm
http://earlywarn.blogspot.com/2012/07/us-crude-production-by-state.html

obsrvr: Канада. Из жизни экспортеров

Оригинал взят в Канада. Из жизни экспортеров

Balance of Trade

http://www.tradingeconomics.com/canada/balance-of-trade
У Канады торговый баланс ушел после кризиса ушел почти в 0, в отличие от России, из-за желания держать завышенным курс канадского доллара — как у российских либеральных реформаторов с их валютным коридором в 90-е.

Current Account to GDP

http://www.tradingeconomics.com/canada/current-account-to-gdp
Current Account у Канады вышел в плюс и то не на долго в 2000-е. вновь выросшие цены на нефть не помогли даже к 2011 г. (-3.5% ВВП)

Government Budget (Дефицит-Профицит, % ВВП)

http://www.tradingeconomics.com/canada/government-budget
А госбюджету никак не помог рост сырьевых цен в 1970-х — первой половине 1980-х.

Government Debt To GDP

http://www.tradingeconomics.com/canada/government-debt-to-gdp

Unemployment Rate

http://www.tradingeconomics.com/canada/unemployment-rate
И безработица устойчиво меньше 8% только в 2002-2009 гг.

P.S. Вот так — «Почему Россия не Канада». И территория почти как у России, и населения в Канаде меньше, и живет оно в более благоприятной зоне вдоль южной границы, а вот, шалишь,
как ударил кризис, так вообще жуть, даже М.Шафеев стал работу в России присматривать…

Вот так — элементарно, «легким движением» руки, завывшая курс валюты правительство ухудшает торговый баланс, а затем в влезает в долговую яму, несмотря на «огромные природные ресурсы».

И при том история с завышением курса повторяется в Канаде уже не первый раз.
Более ранний случай — 1986-1994 гг. —

http://www.tradingeconomics.com/canada/currency
сопровождался ростом дефицита бюджета, резким ростом госдолга. На время продавили безработицу вниз до 7%, но потом она вновь ушла к 12%.
Так что «приток нефтедолларов» стерилизуется элементарно…
А если посмотреть на пост о Broad Money, то видно что первую часть указанного периода правительство зажимало монетизацию экономики…

eia.gov: Бассейны сланцевого газа Северной Америки и США


http://www.eia.gov/pub/oil_gas/natural_gas/analysis_publications/maps/maps.htm

Сезон атлантических ураганов

Атлантический сезон ураганов (также «сезон атлантических ураганов»; англ. Atlantic Hurricane Season) — условное название ежегодного периода формирования наиболее интенсивных ураганов в средней части северной половины Атлантического океана. Тропические циклоны, образующиеся в этой зоне называются, в зависимости от интенсивности, ураганами, тропическими штормами, или тропическими депрессиями. Возможны жертвы и разрушения. В период сезона метеоролог. службы США, и, в меньшей степени, других стран региона ведут активный мониторинг тропической активности.
На севере Атлантики сезон ураганов проходит с 1 июня по 30 ноября. Пик наблюдается около 10 сентября — в США это День труда.

По данным многовековых наблюдений, пик тропической активности в регионе достигает максимума в конце лета, когда различие между температурами в верхних слоях атмосферы и морскими температурами у хорошо прогретой поверхности воды является максимальным. Основной вектор движения ураганов — с юга на север и с юго-востока на северо-запад, в акваторию Мексиканского залива. Однако, у каждого региона есть свои особенности. В целом, май — наименее активный месяц, в то время как сентябрь (1-ая половина) является самым активным и самым тёплым.

Тропические депрессии, которые достигают уровня тропической штормовой интенсивности, получ. назваия из списка, заранее составленного метеослужбами США. В среднем 10,1 циклонов происходят каждый сезон, в том числе 5,9 получают статус урагана и 2,5 становятся мощными ураганами (Категория 3 или более; Шкала ураганов Саффира — Симпсона). Самым активным сезоном за всю историю современных наблюдений был Сезон атлантических ураганов 2005 года, в течение которого сформировались 28 тропических циклонов, из которых рекордные 15 стали ураганами, в том числе печально знаменитая «Катрина». Наименее активным был сезон 1914 г. когда появился лишь один тропический циклон. О более ранних ураганах сведения получают путём проведения археологических раскопок в прибрежных зонах.

В своей классической работе по динамике атлантических циклонов Уильям Грей, руководитель проекта по тропической метеорологии Университета штата Колорадо, показал наличие 25-30-летних циклов в активности тропических штормов.
1780 — Самый смертоносный ураган в истории Вест-Индии — Великий ураган 1780 года.
1900 — Галвестонский ураган стёр с лица земли техасский город Галвестон.
1933 — В Атлантике это был самый активный сезон в XX веке: наблюдался 21 шторм. См. Сезон атлантических ураганов 1933 года.
1950 — В Атлантике этот год наиболее разрушительных штормов: наблюдалось 8 сильных ураганов.
1969 — Наибольшее число ураганов в Атлантике за сезон — 12 ураганов.
1995 — По количеству штормов в Атлантике это второй после 1933 года: 19 штормов.

Маршруты всех ураганов, зафиксированных с 1851 по 2005 годы

Википедия


http://en.wikipedia.org/wiki/Atlantic_hurricane_season

Сотрудников 13 морских нефтяных платформ срочно эвакуируют из Мексиканского залива в связи с приближением тропического шторма «Дебби». Как сообщает НТВ, скорость ветра в эпицентре урагана достигает 80 километров в час. За «Дебби» безотрывно наблюдают американские метеорологи. Смертельный вихрь сейчас наблюдается примерно в 350 километрах к юго-востоку от устья реки Миссисипи и движется на север.

Этот сезон ураганов в Атлантике уже называют особенным: впервые за историю наблюдений, ведущуюся с 1851 года, до 1 июля сформировались сразу четыре тропических шторма. Как добавляют «Вести», в результате эвакуации нефтяных платформ, объемы добычи черного золота в регионе сократились на 7,8%, природного газа — на 8,16%.

По прогнозам специалистов, по мере приближения к суше «Дебби» повернет на запад в направлении Техаса и пройдет вдоль Луизианы, у побережья которой сосредоточено множество нефтеперерабатывающих мощностей компаний ВР, Anadarko Petroleum, BHP Billiton и других. Среди них — принадлежащая британскому гиганту крупнейшая в мире морская платформа Thunder Horse, способная в сутки добывать до 250 тысяч баррелей нефти и 200 миллионов кубических метров природного газа.
http://www.regnum.ru/news/1544757.html

capp.ca: Statistical Handbook for Canada’s Upstream Petroleum Industry

2010 data, November 2011
http://www.capp.ca/library/statistics/handbook/Pages/default.aspx
http://www.capp.ca/GetDoc.aspx?DocId=184463&DT=NTV

capp.ca: Canada Pipeline & Refinery Map


http://www.capp.ca/forecast/Pages/default.aspx
http://www.capp.ca/getdoc.aspx?DocID=191097

Полноразмерная