Архив меток: газ добыча

wsj.com: Сколько нефти и газа обеспечивает гидроразрыв

http://slanceviy-glas.livejournal.com/295292.html
http://blogs.wsj.com/corporate-intelligence/2015/04/01/how-much-u-s-oil-and-gas-comes-from-fracking/

eia.gov: Возрастающая доля нефти газа из досолевых формаций шельфа Бразилии


Читать далее

vestifinance.ru: Инфографика о России (нефть, газ и другие отрасли экономики)

27.10.2014 http://www.vestifinance.ru/infographics/4705

06.11.2014 http://www.vestifinance.ru/infographics/4721

01.12.2014 http://www.vestifinance.ru/infographics/4819

01.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4896

05.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4912

05.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4913

15.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4933

19.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4981

28.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4999

28.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/5000

28.01.2015 http://www.vestifinance.ru/infographics/4994

http://www.vestifinance.ru/infographics/
http://www.vestifinance.ru/infographics/russia

О ценах на газ в США

i/ Цены на природный газ и NGL

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=w1


http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-prices-4

ii/ Погода


http://nyu-york.nuipogoda.ru/december.html
http://nyu-york.nuipogoda.ru/january.html


wikipedia


http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-temp-3

iii/ Экономика

http://www.forexpf.ru/chart/sp500i/

iv/ Добыча газа
Месячные данные: добыча растет (данные по сентябрь) http://www.eia.gov/naturalgas/monthly/pdf/ngm_all.pdf

Natural Gas Weekly Update http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/


http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-supply-3


http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/#tabs-rigs-1

— — — —
i/ Падение цен на газ носит весьма аномальный характер, сопровождаясь падением цен на NGL и нефть.
ii/ Цены на газ очень подвержены сезонным колебаниям и вполне ожидаем взлет с походом как минимум 4$/1000 куб.футов, если не до максимумов прошлого года.
iii/ Рост газодобычи в 2014 г. связан с ростом цен на газ, который пошел начиная с 2012 г. и подавал хорошие надежды на 2014.
iv/ Понижающее влияние на цены оказывало отставание закачки в подземные хранилища по сравнению с 2013 и даже периодом 2009-2013 годов.
v/ Бурение после спада 1012 г. не восстановилось, доля вертикального бурения (освоения новых участков) минимальна, идет освоение горизонтальными скважинами уже подготовленных площадей.
vi/ Бурение в условиях значительной сланцевой добычи является уже не самым хорошим краткосрочным индикатором, гораздо информативнее, но данных в открытой статистике нет, число выполненных гидроразрывов
vii/ С формальной точки зрения после падения цен на нефть, газ и NGL и добыча углеводородов должна падать. Но США не являются обычной добывающей страной и возможны неожиданные для обычного взгляда
viii/ Эффект падения цен на углеводороды уже виден с октября — рост добычи падал до середины ноября.
Резкий рост добычи с середины ноября и резкое уменьшение разницы в уровнях хранилищ с 2013 годом можно истолковать как подготовку к зимнему росту цен.

Вывод
Столь резкое падение цен на газ дает ожидания резких взлетов цены до уровня начала 2014 г. и даже выше.

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

«ROGTEC Magazine»: Журнал российские нефтегазовые технологии

«ROGTEC Magazine» был создан в начале 2005 года профессионалами издательского дела с 20-ти летним опытом работы в нефтегазовой области. Журнал «ROGTEC» был создан с целью продвижения новейших технологий на целевом рынке.
http://www.rogtecmagazine.com/about-us-russian.php

Архив журнала

ФНЭБ: Топ-лист событий за 2013 г. (нефть и газ России)

Читать далее

eot.su: Большая энергетическая война. Часть III. А у нас в России газ…

Начну с актуальных цитат.

Газета Handelsblatt, Германия, 4 октября 2012 года: «Пока еще рано говорить о лебединой песне российского влияния на рынок газа. Но совершенно очевидно, что предложение на газовом рынке не будет оставаться столь же комфортным».

«Голос Америки», 9 ноября 2012 года: «Эксперты предупреждают, что Европа может перейти вместо импорта российского газа на сланцевый американский газ: «Тогда неизвестно, что будет с «Северным» и «Южным» потоками».

В 60-х – 70-х годах ХХ века, на фоне нарастающих тревожных разговоров о скором конце эпохи нефти и неизбежности отбрасывания человечества в XIX век – век угля и паровых машин, случились крупные открытия газовых месторождений как на Ближнем Востоке, так и у нас в Западной Сибири. И мир «вздохнул с облегчением»: мол, подфартило, и всем нам предоставлена «газовая пауза» длиной лет 15, во время которой, быть может, человечество найдет другие энергоносители и другие технологии энергообеспечения. И сумеет избежать регрессивного отката в «эпоху угля».

С тех пор разведанные мировые резервы и ресурсы газа непрерывно росли, и завершение «газовой паузы» откладывалось еще на пять, десять, двадцать лет. Вот и сейчас ее завершение вновь откладывается в связи с освоением в США технологий добычи так называемого сланцевого газа.

Так сколько все-таки в реальности на планете есть газа? И где?

Данные, публикуемые наиболее авторитетными организациями (Международное энергетическое агентство, Администрация энергетической информации США, «Бритиш Петролеум» и т.д.), по этому вопросу расходятся точно так же, как по резервам нефти. Приведу данные Международного энергетического агентства (МЭА).

По отчетам МЭА за 2009 г., совокупные мировые резервы газа составляют около 190 трлн куб. м, и при этом «первая десятка» обладателей этих резервов выглядит (в трлн куб. м) следующим образом:

Россия – 44,4

Иран – 29,6

Катар – 25,4

Туркмения – 8,1

Саудовская Аравия – 7,9

США – 6,9

ОАЭ – 6,4

Венесуэла – 5,7

Нигерия – 5,3

Алжир – 4,5

Считаю необходимым оговорить, что специалисты высказывают массу сомнений по поводу того, каковы действительные запасы газа, нефти и так далее. Идут спору по вопросу о правомочности включения в резервы (то есть, именно в доказанные запасы) тех или иных ресурсов газа в разных странах. Этот вопрос осложняется еще и наличием и перспективами проектов добычи газа из «нетрадиционных источников»: слабопроницаемых пластов (включая газ из глинистых сланцев), угольных месторождений (шахтный и пластовый метан) и так далее.

Тем не менее, даже при консервативных оценках мировых резервов газа, обеспеченность мира этими резервами при нынешнем уровне потребления составляет около 60 лет – то есть в полтора раза больше, чем по нефти.

Но это – при нынешнем уровне потребления (который, увы, быстро растет). И кроме того, если говорить об обеспеченности не в среднем, а по конкретным странам и регионам, то с газом ситуация еще сложнее, чем с нефтью. Поскольку его крупных производителей не так много, а у основных потребителей собственного газа недостаточно или совсем нет. Так, например, у США обеспеченность добычи (при ее текущем уровне) собственными резервами – менее 12 лет, у Германии – чуть больше 6 лет, у Великобритании – менее 5 лет, у Японии и Южной Кореи – 0 лет.

А это значит, что большинство крупных потребителей газа должны его в нарастающих масштабах ввозить оттуда, где его много. И гадать: сегодня дают (продают), а завтра? А послезавтра? А если не продадут? И еще: сегодня продают за столько-то. А послезавтра почем?

Значит, нужно думать и действовать так, чтобы и послезавтра продали (а лучше – просто отдали). Или же если продали, то дешево. Вопрос о том, как этого добиться, – первая сфера (преимущественно холодных) газовых войн.

Кроме того, это легко сказать «ввозить (импортировать) газ»! А сделать – далеко не просто.

Как и нефть, газ транспортируют либо трубопроводами, либо танкерами-метановозами. И с этим возникает много проблем.

Подготовить газ к транспортировке гораздо сложнее, чем нефть. Если в нем содержатся, кроме нужного метана (этана, пропана, бутана), разные полезные (например, гелий) и вредные (сероводород, меркаптаны, серный ангидрид, азот, водяной пар и т.д.) примеси, то газ нужно перед транспортировкой разделить, осушить и т.д. Ведь сероводород «разъедает» трубы, а водяной пар может образовать скопления конденсата или даже кристаллы газовых гидратов, снижающие пропускную способность газопровода.

Гнать газ по трубе тоже непросто. Для этого нужно поддерживать в трубе давление (до 75 атмосфер), которое падает в результате потерь энергии на трение о стенки трубы и внутри газового потока. То есть нужно строить на трубопроводе (и постоянно обслуживать) систему компрессорных станций, которые для своей работы изымают часть газа из той же трубы.

Но и перевозить газ танкерами – дело более сложное и затратное, чем перевозка нефти. Для этого нужно построить трубопровод от месторождения до моря, а на берегу терминал, который сжимает и охлаждает газ до жидкого состояния (сжиженный природный газ сокращенно именуется СПГ). И только на это тратится около четверти предназначенного для перевозки газа. А еще нужно построить очень дорогие танкеры-метановозы, конструкция танков в которых обеспечивает удержание и охлаждение СПГ под высоким давлением (на что, опять-таки, тратится тот же самый газ). Превращение жидкого метана в газ в пункте назначения и его доставка потребителям по трубопроводам – тоже требуют немалых затрат (в том числе, затрат энергии).

В результате, если сравнивать стоимость и энергоемкость транспортировки газа, то при расстояниях более 3–4 тыс. км его выгоднее возить метановозами (там основные затраты сделаны один раз – при сжижении газа, а сама перевозка СПГ сравнительно дешева). А при расстояниях меньше 2–3 тыс. км – более выгодны трубопроводные поставки с их частыми компрессорными станциями.

Значит, нужно думать о том, куда и какие пойдут газопроводы и куда их лучше «не пускать». И о том, где будут строиться терминалы СПГ. И о том, сколько потребуется танкеров-метановозов и кому и почем они повезут СПГ – мне или кому-то другому… А еще – о том, не окажутся ли на пути трубопровода террористы, способные взорвать трубу, и не окажутся ли на пути метановоза пираты, которые попытаются его захватить и потребовать выкуп… А еще – о том, сколько придется платить страховой компании, чтобы компенсировать убытки на случай атаки террористов или пиратов…

То есть вопрос о том, как, куда и по какой цене газ доставляется потребителю, которому он нужен, – еще одна сфера (опять-таки пока в основном холодных) газовых войн.

Меня спросят: а причем здесь Россия, у которой вроде бы газа больше всех в мире?

Отвечаю. Россия добывает примерно столько же газа, сколько США – более 600 млрд куб. м в год. И больше всех – почти 200 млрд куб. м – экспортирует. И потому, что у нас газа больше всех в мире плюс огромный потенциал экспорта, на нас в холодных (пока холодных!) энергетических войнах нацелено больше всего глаз и орудий. Каких? Самых разных.

Например, орудие Европейской энергетической хартии (ЕЭХ) и Договора к ней (ДЭХ, включая Транзитный протокол), которые Россия подписала в раннеельцинскую эпоху, но в 2009 г. окончательно отказалась ратифицировать. Отказалась потому, что этот пакет документов полностью учитывал интересы европейских импортеров наших газа и нефти, но одновременно глубоко ущемлял интересы России как экспортера. В частности, нам он не давал возможности приобретать газопроводные и газораспределительные активы в Европе (то есть получать долю прибыли от конечных потребителей газа), но требовал от России предоставить другим производителям доступ к российским зарубежным газопроводам.

Отметим, что наиболее активно продавливали присоединение России к ЕЭХ и ДЭХ страны Восточной Европы, ориентированные на США. И именно они (в особенности Польша и Литва) после отказа России от ратификации ЕЭХ усердно блокировали предоставление Еврокомиссии мандата на переговоры с РФ по новому базовому договору, который мог бы разрешить, в том числе, транзитный газовый спор. Эстонский политолог Кармо Тюйр обозначил эту позицию предельно ясно: «Наши интересы очень просты – получить доступ к российским ресурсам».

А позже именно восточноевропейские страны активно поддержали идею Глобальной энергохартии, впервые высказанную в США и вскоре прямо названную «энергетическим НАТО». И, как заявил украинский аналитик Валерий Сапрыкин, «Призывы к созданию «энергетического НАТО» звучат из Вашингтона, Лондона, Риги, Варшавы. Главная цель – совместное противостояние энергетическому давлению Москвы на потребителей российских энергоносителей».

«Энергетическое НАТО» – неплохо сказано. И право же, для того чтобы после таких броских заявок продолжать отрицать факт энергетических войн – надо буквально потерять стыд.

Впрочем, вопрос об энергохартии – не единственный. Вспомним, какую информационную и политическую «газовую войну» против России развязали в связи с проектами «морских» труб «Северного» и «Южного потока». Которые, конечно, стоят гораздо дороже наземных труб, но позволяют нашим производителям газа обойти «опасные», с точки зрения надежности и устойчивости, сухопутные газопроводные маршруты через Украину и Польшу. Тут и многократные экологические экспертизы, и заявления о том, что «рядом с трубой» могут оказаться затопленные боеприпасы или химическое оружие времен последних мировых войн. Тут и истерические вопли в прессе о том, что Россия ведет против Европы энергетическую войну.

Почему все это? Прежде всего, потому, что эти трубы обеспечивают независимость нашего экспорта от «перемен политического настроения» власти в транзитных странах. И неслучайно главные европейские потребители нашего газа – Германия и Италия – силами своих крупнейших корпораций включились в реализацию «Северного» и «Южного потока». И неслучайно эти их решения вызвали откровенное недовольство в Восточной Европе и США.

Наконец, чем, как не актом энергетической войны, является возбужденное в сентябре Еврокомиссией антимонопольное расследование против «Газпрома»? Который якобы устанавливает для различных европейских потребителей «политические», а не рыночные цены на газ…

Но «газовые войны» ведутся не только против России. Ведь конфликты вокруг ЕЭХ и наших «Северного» и «Южного потоков» – это риски устойчивости газоснабжения крупнейших «стран-локомотивов» ЕС (прежде всего Германии). Причем в ходе «арабской весны» к ним добавился еще один риск. А именно – оказался под большим вопросом гигантский (уже полностью проработанный и согласованный) европейский проект Транссахарского газопровода из Нигерии в Европу через Нигер и Алжир, в котором наиболее заинтересованы Франция и Италия. Если рядом с трубой «горят» впавшие в негосударственное существование Ливия и Мали, какие можно прокладывать газопроводы?!

А что означает все это вместе? Системную атаку на устойчивое энергообеспечение Европы – вот что!

Но и в Азии – то же самое. Вспомним печальную судьбу проекта трубопровода Туркмения–Афганистан–Пакистан–Индия (ТАПИ), о котором я писал ранее. Вспомним и проект трубопровода Иран–Пакистан–Китай, который много лет находится на стадии «предварительного обсуждения» по тем же причинам политической и террористической нестабильности в Афганистане и Пакистане, по которым «заглох» ТАПИ.

В чем результат? В том, что крупнейшие развивающиеся страны: Индия и Китай – не могут получить столь необходимый им для развития газ.

Заодно подчеркну, что долговременные террористические риски на трассах этих газопроводов – это уже привнесение в холодную энергетическую войну отчетливых элементов войны горячей!

Могут сказать, что наступившая «эпоха сланцевого газа» кардинально меняет ситуацию. Поскольку такой газ есть у многих стран-потребителей, лишенных традиционных газовых месторождений. И что сланцевого газа, оказывается, на планете очень много. А потому, мол, есть шансы, что сланцевый газ ликвидирует главные причины газовых конфликтов. А ведь есть еще в запасе и газовые гидраты, о которых тоже много говорят…

Насколько это серьезно – обсудим в следующей статье.
http://gazeta.eot.su/article/bolshaya-energeticheskaya-voyna-chast-iii-u-nas-v-rossii-gaz

voprosik.net: Карты Мексисканского залива


2398×1551


http://voprosik.net/rossiyu-pustyat-k-amerikanskoj-nefti/

ANGA.us: о природном газе

Links & Resources

Market Stability
Potential Gas Committee «Natural Gas Resource Assessment» (April 2011)
Cambridge Energy Research Associates «Fueling North America’s Energy Future» (March 2010)
Massachusetts Institute of Technology «The Future of Natural Gas» (June 2010)

Issues & Policy » Power Generation » Clean & Efficient

Why Natural Gas » Abundant » Shale Plays

Open CRS. Congressional Research Service Reports for the People

https://opencrs.com/

Results for natural gas
https://opencrs.com/search/?q=natural+gas

Нефтегазовые новости

Одной из крупнейших нефтегазовых компаний мира — Royal Dutch Shell пришлось списать 2,071 млрд долл., потраченных на разведку и освоение месторождений сланцевой нефти на территории США. На снижение прибыли компании повлияло также падение курса австралийского доллара и приостановка добычи нефти в Нигерии. В результате чистая прибыль компании во II квартале 2013г. сократилась сразу на 57%, составив около 1,74 млрд долл. против 4,1 млрд долл., полученных за тот же квартал 2012г.
http://top.rbc.ru/economics/01/08/2013/868462.shtml
Лента.ру, оил.ру и прочие почему-то сообщают о списании убытков от сланцевого газа, но в отчете речь о liquids-rich shales, не только о газе, но и нефти. Т.е. они получили убыток, который не покрыла даже нефть выше $100.
Тем не менее форумные аналитеги продолжают нести бредятину о $120 себестоимости сланцевого газа…
http://idesperado.livejournal.com/50984.html

— — — —
akteon о сланцевом газе

Кроме этого, крайне рекомендовал бы прочитать вот это:
http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/ — точнее, те PDF, которые с этой страницы по ссылкам.

Сразу, раз уж речь зашла, можно обсудить вопрос гигантских запасов Польши и Украины. В одной по этим данным 150 tcf, в другой 130 tcf потенциальных недоказанных ресурсов. Переводя на более привычные для нас миллиарды кубов (т.е. умножая на 28), получаем курглым счетом 4500 в Польше и 4000 на Украине. Но только внимание, это оценочные ресурсы, не запасы. Принятый коэффициент перевода одного в другое — 1/10. Т.е. 450 млрд. кубов в Польше и 400 на Украине. Всего потенциальных запасов. Россия в год добывает около 700.

Далее — все это, опять-таки потенциально технически извлекаемые запасы. А теперь гляньте, сколько скважин в год бурится на газ в США для обеспечения того роста добычи. На пике на газ в США работало около 1500 буровых, сейчас — около 400

( http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/e_ertrrg_xr0_nus_cm.htm ) — что, кстати, как бы намекает нам, насколько сейчас доходен этот бизнес. Знаете, сколько таких буровых в Польше? Ваши ставки? Меньше десятка. Их меньше сотни во всей Европе. http://www.energyeconomist.com/a6257783p/exploration/rotaryworld.html Про бриагды гидроразрыва и говорить бесполезно — их там просто единицы.
Да, промышленный потенциал может нарастать довольно быстро, но мы все-таки говорим с вами о большом, сложном и дорогом механическом промышленном оборудовании и о людях, умеющих на нем работать, а это не так быстро появляется. Это все-таки не мобильники в карманы позасовывать и не персоналки по столам расставить, и даже не оптические кабели между АТС протянуть.

Из пресловутой Польши ушли практически все компании, котрые туда заходили на сланцевый газ с такой помпой пару лет назад — и не потому, что испугались бюрократических препон, хотя и их там хватало, а потому, что скважины оказались невпечатляющими — и теперь вернемся вновь к циферкам EIA — ресурсы там указаны технически извлекаемые, без оглядки на экономику.
А экономика-то важна, т.е. если газ-то идет, но дебит средненький и полные извлекаемые запасы на скважину не окупают стоимости ее бурения, то скважина пробурена не будет, хотя ее ресурсы посчитаны. И это именно случай Польши.

Часто говорят о сланцевых запасах Китая — да, там их, похоже, немало — но тут стоит учесть еще один аспект — для гидроразрыва нужна вода (название как бы намекает). Много воды. А сланцы в Китае залегают в Синьцзяне и бассейне Ордос. А там, увы, пустыни.

Дальше можно поклевать Каганова за технические ляпсусы. Например, США покуда не экспортировали ни одной молекулы метана из Lower 48, а весь тот экспорт, что был — это единственный завод СПГ на Аляске, впрочем, закрывшийся несколько лет назад. Да, много проектов вышли в стадию детального проектирования (пока еще не стройки, кстати), но даже если они все реализуются, США будут еще долго догонять Катар, Тринидад, Нигерию, Австралию, не говоря уж о России по объемам экспорта.

Впрочем, и импортером особым США тоже никогда не были, было 3 или 4 терминала на импорт СПГ, но это было меньше 5% потребления — прогнозировалось, что могут стать, но не стали.

Кстати, если посчитать стоимость сжижения, доставки и разжижения американского газа при доставке в Европу, то этим накидывается еще, как минимум, пара сотен долларов на тысячу кубов.

Много говорится про роль газа в транспорте — она действительно будет расти. Но! Во-первых, те газовые автомобили, которые вы знаете, ездят, как правило, не на метане, а на LPG — пропан-бутановой смеси, а к ней сланцевый газ никакого отношения не имеет. Начинается строиться инфрасткруктура газомоторного топлива, но там есть проблемы. В городах это удобное транспортное топливо, так как можно заправлять автомобили из существующей газораспределительной сети. Но вдоль шоссе газопроводов не идет.

В общем, сухой остаток — я очень далек от того, чтобы утверждать о совершеннейшей незначимости сланцевого газа для нефтегазовой отрасли и России, но и крайне далек от панических воплей по этому поводу.

— — — —
В Шанхае оптовая цена (газа) с учетом транспортных расходов (франко-цена) 1 млн британских термальных единиц составляет $8,8. Между тем, по данным Sanford C. Bernstein & Co., PetroChina уже теряет деньги на импорте природного газа из Туркмении, за который компания платит почти $12 за 1 млн британских термальных единиц.
http://oilru.com/news/375670/
12$ за 1MMBtu = 12$ за 1000 куб.футов = 428.57 1000 куб.метров

— — — —
Джордж Митчелл
В 2002 году Митчелл продал свою компанию концерну Devon Energy за 3,5 миллиарда долларов.
http://lenta.ru/news/2013/07/26/mitchell/

How Mitchell Energy & Development Corp. Got Its Start And How It Grew (pdf)


http://www.bookpump.com/upb/pdf-b/1126638b.pdf

Devon completed its acquisition of Mitchell Energy on January 24, 2002. Mitchell
shareholders received $31.00 cash and .585 of a share of Devon common stock
for each share of Mitchell. The fair market value of a share of Devon common
stock on January 24, 2002, was $38.285 (the average of the high and low price
for Devon common shares traded on January 24, 2002).
http://www.devonenergy.com/ir/Documents/faq/faqb.pdf
http://www.devonenergy.com/ir/Pages/faq.aspx#13

Цена акции Mitchell Energy & Development = 31+0.585*38 = 53.23 $
Устойчиво больше 50$ акции Devon Energy стали с 2005 г.

http://investor.dvn.com/phoenix.zhtml?c=67097&p=irol-stockChart&leftnav=3


http://stockcharts.com/freecharts/perf.php?$COMPQ,$NYA,$RUT,$INDU,$SPX,$XAX,DVN

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

http://www.answers.com/topic/mitchell-energy-and-development-corporation
http://www.forbes.com/2009/07/16/george-mitchell-gas-business-energy-shale.html

Джордж П. Митчелл

Джордж Митчелл родился 21 мая 1919 года в семье греческого эмигранта Савааса Парескевопулоса, который на родине был обычным пастухом
Свой бизнес Джордж Митчелл начал с создания независимой нефте-газодобывающей компании «Mitchell Energy & Development». Митчелл был пионером внедрения промышленных методов экономичной добычи сланцевого газа и стал известен как «отец сланцевой революции».
В 2001 году Митчелл продал свою компанию корпорации «Devon Energy» за 3,5 миллиарда долларов. Вырастил 10-ых детей.
Самый известный сын: Тодд Митчелл — член совета директоров корпорации «Devon Energy»

Джордж Митчелл родился в 1918 году в семье греческого эмигранта Савааса Парескевопулоса (Savаas Pareskevopoulos), который на родине был обычным пастухом. Перебравшись в США в 1901 году, Парескевопулос получил работу на железной дороге. Местный кассир устал ошибаться в написании сложного имени и попросил грека сменить его на американское. Так Саваас Парескевопулос стал Майком Митчеллом.

Новоиспеченный американец обосновался в Галвестоне (Техас), где женился и начал заниматься мелким бизнесом. Жена Митчелла умерла, когда будущему пионеру сланцевой индустрии Джорджу было 13 лет. Уже в 17 лет Джордж пошел работать на месторождение вместе со своим старшим братом. В 1939 году он закончил Техасский университет A&M по специальности инженер нефтяной промышленности. После службы в армии Джордж пошел работать в только что образованную компанию Oil Drilling, где они с братом в скором времени стали миноритарными акционерами. Со временем Митчеллы скупили доли у других собственников, перевели Oil Drilling под свой контроль и переименовали ее в Mitchell Energy & Development.

В 1972 году компания вышла на биржу, а в начале 1980-х Митчелл начал бурить формацию Барнетт (Barnett Shale) в Северном Техасе, которая считалась у нефтяников непробиваемой. Инженеры твердили, что Митчелл напрасно теряет время и деньги, но он настойчиво продолжал начатое.

Компания бизнесмена использовала для бурения технологию гидроразрыва пласта («фрекинга», или ГРП), которая впервые была применена еще в конце 1940-х годов. Суть ее довольна проста: бурится скважина, затем под землю под огромным давлением закачивается вода с песком и химикатами; в итоге пласт «трескается» и освобождает запертый внутри газ. Простой технология кажется только на словах, на самом деле ГРП — сложный и очень затратный процесс. По этим причинам «фрекинг» более 30 лет не приносил американской промышленности существенных дивидендов.

Все изменил именно Джордж Митчелл. Он начал экспериментировать с составом закачиваемой жидкости, а также применил технику бурения горизонтальных скважин. Бизнесмен потратил десять лет и шесть миллионов долларов, пока ему не удалось наконец подобрать способ бурения, делавший добычу топлива из сланцев рентабельной. После этого месторождение Барнетт стало одним из самых продуктивных в США.

Впоследствии новаторский подход Митчелла начали применять и другие американские компании.
http://lenta.ru/articles/2013/07/29/mitchell/

— — — — — — — —
Не имея возможности посмотреть годовые отчеты How Mitchell Energy & Development Corp., можно только заметить, что

В Federal Tax Section 29 налоговые льготы для нетрадиционной топливной продукции в 1980-х помогли развить и стимулировать экономику незначительно продуктивных газоносных сланцев с большим содержанием органики. Эта ранняя инициатива стимулировала развитие новых технологий. Налоговые льготы распространялись на добычу газа из формаций, классифицированных как tight (газонепроницаемый ?) для скважин пробуренных после 31.12.1979 до 01.01.1993 и для газа проданного до 01.01.2003. Срок действия Tax Section 29 истек в 1993, но штат Техас продлил налоговую скидку для tight резервуаров, и сланцы Барнетт подпали под налоговую скидку, что поддержало интерес к ним.
http://iv-g.livejournal.com/897500.html

т.е. по окончании госпрограмм и налоговых льгот Митчелл вышел из бизнеса 🙂


http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm

Цены на газ тогда падали к уровню 2$/1000 куб.футов, среднему значению за 15 лет.
Никто не мог уверенно предполагать нового повышение цен, которое организовали Гринспен и Бернанке.

Итера: обзор компании

Итера (конец 2007)

01.11.2007
«Итера» подтвердила, что собирается продать свои нефтяные и другие непрофильные активы. За нефтедобывающие предприятия компания рассчитывает выручить до $500 млн, которые вложит в развитие газового бизнеса. В течение ближайших пяти лет «Итера» планирует увеличить добычу газа почти втрое, до 20-22 млрд кубометров, на что компании понадобится не менее $700-800 млн.

Вчера «Итера» опубликовала информационный меморандум к планируемому пятилетнему облигационному займу на 5 млрд руб. Облигации размещает ООО «Итера Финанс», поручителем выступает ООО «НГК ‘Итера'». В документе компания подтверждает информацию Ъ от 9 августа о реструктуризации активов НГК. «‘Итера’ планирует поступательно увеличивать долю прямого владения в газодобывающих предприятиях и сбытовых компаниях, кроме того, планирует вывод непрофильных и нефтяных активов с их последующей реализацией и приобретение новых перспективных газодобывающих предприятий»,— сообщается в меморандуме.

«Итере» на 100% принадлежат Погромненское и Твердиловское нефтяные месторождения в Оренбургской области, Польяновский, Восточно-Ингинский и Поттыхско-Ингинский участки в Ханты-Мансийском АО, Журавское в Ставропольском крае. Как сообщили Ъ в «Итере», совокупные доказанные запасы нефти на месторождениях компании составляют 90,4 млн баррелей (12,3 млн тонн), вероятные — 127 млн баррелей (17,3 млн тонн), возможные — 457 млн баррелей (58,2 млн тонн). По оценке самой компании, их стоимость составляет $300-500 млн в зависимости от конъюнктуры рынка.

Продать эти активы компания попытается до конца 2008 года, причем не единым лотом, а по одному ввиду значительных расстояний между ними. Аналитик ФК «Уралсиб» Евгения Дышлюк отмечает, что нижняя граница оценки нефтяных активов, названная «Итерой», достаточно низкая, а справедливая стоимость указанных запасов — около $500 млн. «С учетом разрозненной продажи цена может оказаться и выше»,— полагает аналитик. В ходе реструктуризации НГК собирается также продать непрофильные активы — Малкинский песчано-гравийный карьер, «Молдкартон», Выйский деревообрабатывающий комбинат в Свердловской области.

В «Итере» Ъ пояснили, что вырученные средства «будут направлены на развитие газового бизнеса как в России, так и за рубежом, но преимущественно в России и преимущественно в Ямало-Ненецком АО». Инвестиции понадобятся НГК на развитие самого перспективного актива — «Сибнефтегаза» (владеет лицензиями на Береговое, Пырейное, Хадырьяхинское и Западно-Заполярное месторождения; 28% принадлежит «Итере») для достижения в 2009-2019 годах стабильной добычи на уровне 12-13 млрд кубометров, а также Братского (доля «Итеры» — 79%) и Губкинского (49%) месторождений.

Согласно меморандуму, компания в 2008 году планирует увеличить объем собственной добычи газа до 12 млрд кубометров, к 2012-му — до 20-22 млрд кубометров. Для этого ей придется дополнительно ввести в разработку около 185 млрд кубометров запасов. К 2015 году она также планирует увеличить объем продаж газа в России до 25 млрд кубометров, экспортные поставки — до 1,2 млрд кубометров. Тем не менее, по прогнозам самой «Итеры», по текущим активам пиковые показатели добычи «Итеры» составят 13,5-14 млрд кубометров в год в 2009-2014 годах, потом прогнозируется спад. Чтобы достичь желаемых показателей, компании придется приобрести новые активы, которые смогут прирастить ей 6-8 млрд кубометров годовой добычи уже к 2012 году. Кроме того, говорится в меморандуме, «Итера» хочет увеличить долю и в существующих активах. В «Сибнефтегазе» это возможно путем приобретения 21% акций, принадлежащих ОАО «Акрон» (см. справку).

Валерий Нестеров из «Тройки Диалог» отмечает, что наращивание добычи газа на 13-15 млрд кубометров потребует дополнительных инвестиций в объеме $700-800 млн. По словам аналитика, сегодня «Сибнефтегаз» выглядит очевидным полюсом роста, так как основные инвестиции туда уже сделаны. Аналитик напоминает, что в конце 90-х годов «Итера» уже планировала увеличение добычи до 20-22 млрд кубометров в год, но с приходом команды Алексея Миллера в «Газпром» планы развития НГК были свернуты. Поэтому, отмечает Валерий Нестеров, главное в данном случае, какое мнение о таком росте выскажет «Газпром», которому необходимо наращивать добычу на менее крупных месторождениях за счет независимых поставщиков для российского рынка газа.
http://www.kommersant.ru/doc/820969

В информационном меморандуме к выпуску облигаций НГК «Итера» впервые подробно раскрыла финансовые и производственные показатели своей работы. Согласно документу, более 99% выручки компании обеспечивает оптовая торговля газом. В целом в 2006 году НГК поставила потребителям 19,7 млрд кубометров газа, из них около 11 млрд кубометров было закуплено у сторонних производителей. Основными поставщиками стали НОВАТЭК (6,9 млрд кубометров) и ООО «Промэнергохолдинг» (3,4 млрд кубометров). В России «Итера» реализует 96% газа, в основном в Свердловской области, остальное — в Латвии (550 млн кубометров) и Эстонии (150 млн кубометров).
http://www.kommersant.ru/doc/821071

28.05.2013
Как стало известно «Ъ», одна из первых российских независимых газовых компаний, НГК «Итера», полностью переходит под контроль государства. «Роснефть», уже владеющая 51% «Итеры», выкупает долю основателя компании Игоря Макарова и его партнеров примерно за $3 млрд. Бизнесмен надеется возродить газовый бизнес под тем же брендом, но пока его основными активами останутся девелопмент и велокоманда «Катюша».

Инвестиционный комитет «Роснефти» одобрил приобретение 49% долей в НГК «Итера» у Игоря Макарова и его партнеров, рассказали «Ъ» источники, знакомые с ситуацией. Сумма сделки составит около $3 млрд, закрыть ее планируется в течение одного-двух месяцев, уточняет один из собеседников «Ъ». В «Роснефти» и «Итере» от комментариев отказались. Структуры господина Макарова владеют долей в «Итере» через ООО «Итера Холдинг». Одним из партнеров является первый вице-президент «Итера Груп» Владимир Макеев. В 2011 году стало известно, что около 5% «Итеры» владеет семья главы «Ростеха» Сергея Чемезова, сам он подтверждал, что пакет был, но снизился до 1,1%, которые также планируется продать. «На данный момент ни Екатерина Игнатова (супруга Сергея Чемезова.— «Ъ»), ни какие-либо аффилированные с ней структуры не владеют «Итерой». Игнатовой действительно принадлежал миноритарный пакет в корпорации, но он был продан два года назад»,— заявили «Ъ» вчера в «Ростехе».

«Итера» была одной из первых и долго оставалась единственной крупной независимой газовой компанией в России (см. справку на этой странице). «Роснефть» получила контроль над ней в феврале 2012 года. Тогда стороны договорились о создании СП. Нефтекомпания получила в НГК «Итера» 51%, внеся в нее ряд своих газовых активов и $173,4 млн. Основными активами самой «Итеры» были 49% ОАО «Сибнефтегаз» (51% у НОВАТЭКа), 49% ЗАО «Пургаз» (51% контролируется «Газпромом»), 67% в ЗАО «Уралсевергаз-НГК» (реализует газ в Свердловской области). Сделка была закрыта в августе, по оценкам аналитиков, «Итера» в рамках нее была оценена в $4-5 млрд.

Сделка с «Роснефтью» была для основателя «Итеры» Игоря Макарова единственной возможностью сохранить позиции компании в отрасли. Расцвет «Итеры» уже давно остался в прошлом. В начале 1990-х она смогла занять прочные позиции за счет того, что Игорь Макаров смог договориться о закупках туркменского газа, когда это не получилось у «Газпрома», возглавляемого Ремом Вяхиревым. «Тогда у стран СНГ просто не было денег, «Итера» была готова работать по схемам взаимозачетов и получала плату за газ самыми разными товарами, которые потом реализовывала»,— говорит знакомый Игоря Макарова. В конце 1990-х компания стала продавать газ и на внутреннем рынке — в Свердловской области. Но к началу 2000-х, после смены руководства «Газпрома», «Итера» начала сдавать позиции. Окончательно их ослабило введение в 2006 году монополии «Газпрома» на экспорт газа.

Серьезно усилить позиции на внутреннем рынке «Итера» так и не смогла и начала искать сильных партнеров. «Сейчас нам не нужны деньги в той степени, чтобы мы ради этого выбирали стратегического инвестора, а нам нужен новый вектор, новый импульс для ускорения развития газового бизнеса, и финансирование необходимо проектное»,— говорил Игорь Макаров в интервью «Ъ» в начале 2011 года.

Переговоры велись с ТНК-ВР, речь шла о продаже 50% «Итеры» при общей оценке компании примерно в $3 млрд. Но стороны так и не договорились: как отмечали собеседники «Ъ», ТНК-ВР оценивала газовый бизнес господина Макарова «гораздо дешевле». В конце 2011 года Игорь Макаров начал переговоры с «Роснефтью». «Он идеалист, полагал, что, пойдя на сделку с «Роснефтью», действительно сможет сохранить большой кусок компании, который позволит развиваться дальше, ведь в свое время ему удалось отбиться даже от «Газпрома»»,— говорит знакомый бизнесмена.

По словам источников «Ъ», близких к «Роснефти», на момент заключения первой сделки вопрос полной консолидации «Итеры» действительно не стоял. «Тогда предполагалось, что именно «Итера» станет центром развития газового бизнеса, на ее базе будет формироваться фактически новая мощная компания, и всем было вполне комфортно с Макаровым»,— отмечает собеседник «Ъ». Трудности появились приблизительно осенью 2012 года, говорит источник «Ъ» в одной из компаний, когда «руки Игоря Сечина (возглавил «Роснефть» в мае.— «Ъ») дошли и до газового бизнеса». «»Роснефть» привыкла сама заниматься своими проектами и в целом работать без партнеров»,— замечает один из собеседников «Ъ». Источник «Ъ», близкий к «Роснефти», говорит, что «в какой-то момент стало понятно, что у Игоря Макарова нет средств на развитие бизнеса компании». «Оставалось два пути — либо постепенная эмиссия его акций в пользу «Роснефти», либо выкуп доли Макарова полностью. Договорились о втором, это устроило всех, расстаемся в хороших отношениях»,— говорит собеседник «Ъ». Произошло это, по данным источников «Ъ», в апреле, когда «Итеру» возглавил первый вице-президент «Роснефти» Эдуард Худайнатов. Игорь Макаров выйдет и из совета директоров «Роснефтегаза», в состав которого попал в 2012 году.

Источники «Ъ», близкие к «Итере», подчеркивают, что Игорь Макаров хочет возродить газовый бизнес. «Он планирует заниматься поиском новых активов»,— отмечает один из собеседников «Ъ», добавляя, что «скорее всего» бренд «Итера» останется у господина Макарова. Также он будет развивать и свои девелоперские проекты. На сайте компании IDG (управляет активами в недвижимости) указывается, что бизнес «Итеры» «представлен крупными строительными проектами, среди которых «Минск-Сити», бизнес-центр с первым жилым небоскребом «Парус» в белорусской столице, гостиничный комплекс в курортной зоне «Аваза» в Туркмении, офисное здание для Оргкомитета Олимпийских и Паралимпийских игр 2014 года в Сочи и другие объекты». Также в апреле 2011 года компания сдала в эксплуатацию два ипподромных комплекса в Туркмении (каждый около 50 га). Правда, в феврале прошлого года сообщалось, что контракт с «Итерой» по строительству «Минск-Сити» был расторгнут по решению президента Белоруссии Александра Лукашенко. Кроме того, господину Макарову, который был профессиональным велогонщиком, продолжит принадлежать велокоманда «Катюша».

По мнению аналитика Sberbank Investment Research Валерия Нестерова, «Итера» в переходный период российской экономики играла «очень важную роль», решая проблемы «Газпрома» с поставками газа в соседние страны. Компании долго удавалось сохранять реальную независимость, не имея особого лоббистского ресурса, благодаря своему менеджменту, в том числе Игорю Макарову, отмечает эксперт. Но сейчас, добавляет он, наступил период консолидации, что вряд ли можно назвать положительным фактором для развития рынка газа, и «Роснефти», которая имеет амбициозные цели к 2020 году увеличить продажи до 100 млрд кубометров, а производство — до 110 млрд кубометров, необходимы новые активы.
http://www.kommersant.ru/doc/2198976

Компания «Итера» создана уроженцем Ашхабада Игорем Макаровым в 1992 году. Изначально перепродавала туркменский газ украинским потребителям по бартерным схемам. В 1995 году стала посредником при поставках газа из Туркмении на Украину по соглашению с «Газпромом», который передал ей ряд крупных добывающих активов. К началу 2000-х годов трейдерский бизнес «Итеры» достиг оборота $3 млрд с объемом реализации 80 млрд куб. м. Одновременно компания стала вторым после «Газпрома» производителем газа в России с годовой добычей в 23 млрд куб. м и 1 трлн куб. м запасов.

После ухода в 2001 году из «Газпрома» Рема Вяхирева «Итера» лишилась доступа к экспортным рынкам. Также она вернула структурам «Газпрома» и Газпромбанка контроль над ключевыми добывающими активами, такими как «Пургаз», «Запсибгазпром» и «Сибнефтегаз», а вместе с ними и лицензии на Южно-Русское (запасы 833 млрд куб. м) и Береговое (150 млрд куб. м) месторождения.

С 2002 года «Итера» безуспешно пыталась найти нового крупного партнера. Неудачей завершились попытки объединения с НОВАТЭКом и индийской Sun, не удалось вывести компанию на IPO. В 2011 году ТНК-BP подала ходатайство о покупке «Итеры» в ФАС, но в итоге стороны не сошлись в цене. В 2012 году «Итера», добывая в два раза меньше газа, чем в начале 2000-х, заключила соглашение о стратегическом партнерстве с «Роснефтью». Госкомпания получила 51% «Итеры» в обмен на лицензию на месторождения Кынско-Часельской группы и $175 млн.

Стоит также отметить, что с 2005 года «Итера» выступает спонсором проекта по спасению журавлей-стерхов «Полет надежды». В рамках этого проекта в сентябре 2012 года полет на дельтаплане совершил Владимир Путин.
http://www.kommersant.ru/doc/2199045

Компания создана в 1992 году; с 1994 года занималась реализацией газа. С 1998 года «Итера» развивает собственную газодобычу в Ямало-Ненецком автономном округе. В те годы «Итера» являлась вторым после «Газпрома» производителем газа в стране, а также осуществляла поставки среднеазиатского газа на Украину и другие постсоветские страны.

После отставки Рема Вяхирева с поста руководителя «Газпрома» его преемник Алексей Миллер предложил владельцам «Итеры» продать её контрольный пакет, но ему было отказано. В результате газовая монополия все равно получила часть добывающих активов «Итеры» и вытеснила её с рынка стран СНГ. В 2001 году «Итера» попыталась создать совместное предприятие с группой ЕСН, ещё черед год — с газовой компанией «Новатэк», но оба безрезультатно. В 2006 году компания продала часть своих акций индийской группе Sun, но через несколько лет сделка была отменена. В 2011 году половину акций «Итеры» собирались продать компании ТНК-BP, но эта сделка также сорвалась из-за того, что стороны не сошлись в цене.

Среди основных активов компании — 49 % ЗАО «Пургаз» (Губкинское месторождение, запасы — 399 млрд м³ газа) и 49 % ОАО «Сибнефтегаз» (Береговое месторождение, запасы — 325 млрд м³ газа, контрольный пакет «Сибнефтегаза» принадлежит компании «Новатэк»), 65 % крупнейшего в Свердловской области газового трейдера — ЗАО «Уралсевергаз».

Также «Итере» принадлежат Братское газовое месторождение в Иркутской области, крупный Малкинский карьер щебня и песка в Ставропольском крае, в Свердловской области «Итера» собирается строить газохимический комплекс.

С 1998 года «ИТЕРА» развивает собственную газодобычу в России в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) в Западной Сибири. «ИТЕРА» стала первой частной компанией, которая ввела в эксплуатацию газовые месторождения на Крайнем Севере России: в 1999 году — Губкинское (запасы газа — 399 млрд кубометров), в 2001 году — газовый промысел Восточно-Таркосалинского месторождения (запасы газа — 407 млрд кубометров), в 2003 — Береговое (запасы газа — 325 млрд кубометров). С участием компании в промышленную эксплуатацию введены девять месторождений углеводородов в ЯНАО и Иркутской области. В общей сложности на месторождениях, разрабатываемых нефтегазовой компанией «ИТЕРА», добыто 267,935 млрд кубометров природного газа.


http://www.expert-ural.com/25-0-839/

Консолидированная финансовая отчетность по МСФО за 2011 г. (pdf)

2012
Итера в 2012 году добыла порядка 12,8 млрд куб. м газа, на Роснефть пришлось 2,6 млрд куб. м.

2010-2011
В 2011 году Итера добыла 12,6 млрд куб. м газа против 12,1 млрд куб. м, полученных годом ранее.

Продажи компании составили около 23,4 млрд куб. м, в то время как в 2010 году они находились на уровне 20,7 млрд куб. м. Напомню, что цена на газ в 2011 году для промышленных потребителей выросла на 15%, а цены для населения увеличились в среднем на 8,4%. Чистая выручка Итеры за указанный период выросла на 35% и достигла $2,17 млрд, в 2010 году она составляла $1,6 млрд. Операционная прибыль увеличилась на 6% до $304 млн против $285 млн, полученных в 2010 году. Таким образом, операционная рентабельность сократилась с 18%, которые компания получила в 2010 году, до 14%.

Основная причина этого кроется в росте себестоимости реализации газа и затратах на его транспортировку. Напомним, что порядка 7-8 млрд куб. м газа компания ежегодно закупает у Новатэка, основным регионом добычи которого, как и у Итеры, является ЯНАО. Основной регион реализации газа — Свердловская область, поэтому рентабельность Итеры чувствительна к росту тарифов на транспортировку газа. Что касается чистой прибыли, то она сократилась на 13% главным образом из-за снижения прибыли Пургаза и Сибнефтегаза (в обеих компаниях Итере принадлежит по 49%).

В 2013 году Итера намерена реализовать порядка 22 млрд куб. м газа, по сравнению с 21,5 млрд куб. м в 2012-м. Собственная добыча останется на уровне 2012 года и составит 12,8 млрд куб. м, а закупки у Новатэка окажутся на уровне 7 млрд куб. м газа. Что касается цен на газ, то в 2012-2013 годах он составит 7-15%, однако увеличится и тариф на транспортировку. Соответственно, операционная прибыль компании в 2012-2013 годах значительно не изменится. Негативное влияние на чистую прибыль окажет существенный рост налоговой нагрузки на Пургаз в результате роста НДПИ для Газпрома и подконтрольных структур в 2012 году. Напомню, Газпром сократил долю в Пургазе до 50% в ноябре прошлого года, тем самым снизив налоговую нагрузку на компанию. Тем не менее, не стоит ожидать существенного изменения чистой прибыли Итеры по итогам прошлого года в силу того, что в декабре произошло заметное укрепление курса рубля.

Итера – устойчивый бизнес в партнерстве с Газпромом (30.10.2007)

НГК Итера: изменения к лучшему (20.05.2010)

в 2007 году «Итера» добыла 8 млрд м3

Объемы добычи природного газа в России компанией Итера .
В млрд кубометров.
1998 — 1,1
1999 — 6,7
2000 — 20,0
Рост российских поставок природного газа компании Итера .
В млрд кубометров.
1996 — 0,7
1997 — 1,0
1998 — 10,5
1999 — оценка: 14,0

2002
В 1999 году собственная добыча «Итеры» составила около 6,6 млрд. куб. метров природного газа и около 1 млн тонн газового конденсата и нефти. К 2005 году, как надеются в «Итере», объем добычи газа достигнет 45 млрд. куб. м. газа, а к 2007-2010 гг. «Итера» планирует ежегодно добывать 80 млрд. куб. метров природного газа. В 1998 потребителям вышеназванных стран «Итера» реализовала почти 40 млрд. куб. метров энергоносителя; в 1999 году уже в полтора раза больше — 60,5 млрд. кубометров, в 2000 году снова произошло значительное увеличение объема поставки — 85,6 млрд. кубометров. В 2001 году в странах СНГ было реализовано около 80 млрд. кубометров газа (более половины поставок приходится на Украину).

Совокупный объем реализации природного газа составил в 1998 году 40 млрд куб. метров, нефти и газового конденсата — 500 тыс. тонн, в 1999 г. — 60,5 млрд куб. м. и 1 млн. тонн соответственно.

«Итере» сообщили, что планируют продать в 2009 году более 23 млрд кубометров газа — почти столько же, сколько и в 2008 году. Председатель правления «Итеры» Владимир Макеев уточнил, что в 2009 году компания собирается добыть 12,25 млрд кубометров газа («Итера» также продает газ других производителей) против 11,5 млрд в 2008 году.

В 2009 году НГК “Итера” реализовала 18,3 млрд куб. м газа, на 15,3% меньше, чем в 2008 году. Выручка от реализации газа снизилась на 16%, но рентабельность по операционной прибыли удалось сохранить на уровне 15%, а по чистой прибыли даже увеличить с 9 до 12% за счет сокращения закупки газа у сторонних производителей и увеличения доли собственной добычи. Чистая прибыль компании по итогам года составит около 4 млрд руб., что даже несколько лучше аналогичного показателя 2008 года.

Общий ожидаемый объем реализации газа НГК «ИТЕРА» в 2011 году по сравнению с 2010 годом вырос на 13% до 23,4 млрд куб. м. Собственная добыча увеличилась на 3,7% и составила 12,6 млрд куб. м. газа.

Прирост производства обеспечили основные газовые активы компании «Пургаз» и «Сибнефтегаз», в которых «ИТЕРЕ» принадлежит по 49%. Общая добыча «Пургаза» составила 15,2 млрд куб. м., общая добыча «Сибнефтегаза» — 10,6 млрд куб.м. «Пургаз» вышел на пик добычи газа. Месторождения в рамках «Сибнефтегаза» находятся на этапе активной разработки, и выход на пик добычи зависит от спроса на газ.

kommersant.ru: О газовых гидратах

«Есть такие изменения, которые являются революционными и которые приводят к изменению энергобалансов. К примеру, неожиданным фактором стала авария на Фукусиме. Я вижу следующий такой момент, который может изменить систему,— это разработка газогидратов»,— недавно заявил в интервью телеканалу «Россия 24» глава Минэнерго Александр Новак. «Запасы газогидратов более чем в два раза превышают совокупные запасы сланцевого газа и обычного природного газа. Сегодня газогидраты еще неэффективно разрабатывать и добывать. Но в большой перспективе технологии будут, и себестоимость их добычи будет конкурентоспособной»,— добавил он.

Газогидраты — особая кристаллическая субстанция, где молекулы газа как бы заключены в каркас из молекул воды,— известны давно. О том, что они могут стать одним из главных источником энергии, тоже известно: гидраты метана — одни из самых распространенных в природе. Проблема стандартная: близок локоть, да не укусишь.

Для стабильности гидратов метана требуются низкие температуры и высокое давление; чем больше давление, тем выше температура, при которой гидраты метана устойчивы. Так, при 0°C они стабильны при давлении порядка 25 атмосфер и выше. Такое давление достигается, например, в океане на глубине около 250 м. При обычном атмосферном давлении для устойчивости гидратов метана нужна температура около минус 80 C.

Поэтому гидраты метана встречаются только в зонах с подходящей комбинацией температуры и давления. Около 99% всех известных скоплений гидратов метана находятся в океанических отложениях, под толщей воды от 300 до 4000 м. Остальные — на берегу, но под слоем вечной мерзлоты. Выглядят гидраты метана как серый лед, если поджечь — горят, отсюда и название «горящий лед».

При нагреве или снижении давления метан бежит из своей ледяной клетки, гидраты разлагаются. Содержание метана в гидратах очень высоко: из кубометра может получиться более 160 куб. м метана при обычных температуре и давлении.

По оценкам Международного энергетического агентства (IEA), энергия, содержащаяся в гидратах метана, в два раза превышает ту, что заключена во всех известных мировых запасах газа, угля и нефти вместе взятых. Но только 10-50% запасов гидратов метана, возможно, являются технически добываемыми. Оценки самой интересной экономически целесообразной добычи еще скромнее: от 1% до нуля. Но чтобы добыть даже эти гидраты, нужна настоящая технологическая революция.

Японский пролог

В марте японская госкомпания JOGMEC (Japan Oil, Gas & Metals National Corp.) сообщила о прорыве: впервые удалось добыть природный газ из подводных газогидратов.

Японские бурильщики на научно-исследовательском корабле «Тикю» работали с залежами газогидратов на глубине 1300 м, в 80 км к югу от острова Хонсю. JOGMEC утверждает, что объем газогидратов только в тестовой зоне бурения во впадине Нанкай составляет 1,1 трлн кубометров. Этого достаточно, чтобы заместить импорт газа на 11 лет, ну а всех запасов только в непосредственной близости от Японии, по оценкам National Institute of Advanced Industrial Science and Technology, хватит на 100 лет.

За шесть дней тестовой добычи японским газовикам удалось извлечь 120 тыс. кубометров газа. По словам министра экономики торговли и промышленности Японии Тосимицу Мотэги, это «сильно превысило ожидания». Пять лет назад тест в слое вечной мерзлоты в Канаде дал более скромный результат: всего 13 кубометров газа за 5,5 дней.

Японцы рассчитывают коммерциализировать технологию за пять лет. «Это первая в мире тестовая добыча газа из океанических гидратов метана,— заявил Мотэги.— Я надеюсь, что она приведет к стабильному производству газа. Сланцевый газ тоже поначалу считался технологически сложным в добыче, но теперь он производится в больших объемах. Поэтапно преодолевая все сложности, мы скоро сможем использовать ресурсы, окружающие Японию».

Танталовы муки

Япония не уникальна: гидраты метана есть во многих морских зонах в изобилии, но никто точно не знает, в каком количестве. А главное неясно, насколько их добыча экономически целесообразна. С экономической составляющей придется попотеть. «Деньгам» удалось поговорить об этом с ведущим инженером одной из крупнейших нефтесервисных компаний мира. Вот лишь некоторые из упомянутых им проблем, связанных с добычей газогидратов.

Необходимо вначале определить, где газогидраты расположены. Общепринятых способов нет. Сейчас смотрят на разницу откликов различных геофизических приборов и пытаются скоррелировать с насыщенностью породы газогидратами.

До залежей надо пробурить скважину, а так как при бурении будет повышаться температура и создаваться депрессия, это может привести к разложению гидратов, увеличению порового пространства и обрушению ствола. Поэтому сейчас охлаждают буровой раствор и очень старательно строят геомеханическую модель для определения места бурения.

Гидраты располагаются в породе по-разному: в виде линз, порой заполняют трещины или вперемешку с породой. Это приводит к различным откликам при проведении геологоразведки, следовательно, необходимо настраивать отклик приборов под конкретное месторождение.

Само по себе бурение в газогидратной области — опасное дело, возможен неконтролируемый выброс газа и взрыв.

Как выделять газ из гидрата: снижая давление или повышая температуру? Сейчас японцы пытаются снижать давление, но как при этом охватить значительную часть резервуара — вопрос.

Морское дно будет опускаться при добыче гидрата, и это дополнительная сложность при проектировании скважины.

При добыче нужно будет ставить специальные уловители для песка, поскольку песка и породы будет идти очень много.

В общем, проблем масса, и общепринятых способов их решения на данный момент не существует. «Все проекты сейчас поисковые и как раз и направлены на прощупывание возможных путей решения. Лет через 20-30, возможно, и появятся отработанные подходы, а сейчас это поиски в темноте с завязанными глазами. Идет работа над proof of concept, то есть над принципиальными вопросами: можно ли обнаружить, можно ли получить достаточный и долговременный приток? Нужно еще провести огромное количество натурных экспериментов для ответов на практические вопросы, ведь существует огромная разница между принципиальной возможностью добычи газа из гидратов и промышленной технологией»,— пояснил собеседник «Денег».

Такие же выводы сделаны в докладе U.S. Geological Survey «Methane Hydrates and the Future of Natural Gas»:»Газогидраты, несмотря содержащиеся в них потенциально огромные ресурсы метана, вероятно, будут осваиваться в самую последнюю очередь из всех неконвенциональных ресурсов природного газа в следующие несколько десятилетий. Тем не менее R&D-активность в этой области должна продолжаться, постепенно устраняя препятствия на пути превращения газогидратов в энергетический ресурс. Предпринимаемые в этом направлении действия критически важны для энергобезопасности стран, не имеющих доступа к другим источникам природного газа на своей территории».

Такой страной как раз и является Япония: никаких месторождений других, менее экзотичных углеводородов у нее нет. Поэтому, несмотря на все надежды, связанные с экспортом СПГ (сжиженный природный газ) из Австралии и США, Токио делает ставку на газогидраты. Возможно, в перспективе 20-30 лет министр Мотэги действительно окажется прав, и все непреодолимые на первый взгляд сложности удастся так или иначе преодолеть. И тогда мир действительно столкнется с новой энергетической революцией.
http://kommersant.ru/doc/2182765

akteon: Сланцевый газ и М.Леонтьев

Читать далее

Газовые считалочки: искусство интерпретации

О сланцевом газе
(без ссылок на источники)

Новости США
2013/02
aei-ideas.org: New era of energy abundance: Nat gas production set a record last year, bringing inflation-adjusted prices to a 17-year low

2013/03
aei-ideas.org: Natural gas is 80% cheaper than oil on an energy-equivalent basis, and can save commercial truck fleets a bundle

Ответ на вопрос, кто получает выгоду от снижения цен на газ можно найти в eia.gov: Monthly Energy Reviev

Cost of Fuels to End Users in Real (1982-1984) Dollars

Средняя цена на газ для бытовых потребителей снизилась от максимума 2008 г., цена примерно на уровне 2000 г., но нет снижения в 2 раза от уровня 2000 г., как на первом графике aei-ideas.org


Первый график: Wellhead цены ниже 2000 г., но цены после транспортировки у ворот города (Citygate) снизились гораздо меньше.
Второй график: цены низкие только для промышленности и электрогенерации. Для остальных секторов они на уровне середины 2000-х


Разность цен на газ и уголь для электрогенерации почти вернулась у уровню цен начала 2000-х, но цена на уголь растет, что является ограничителем снизу для дальнейшего падения цен на газ.
Несмотря на рост генерации на основе газа


http://iv-g.livejournal.com/785588.html

И снижение доли угля цены на уголь растут в том числе благодаря росту экспорта

Электрогенерация в 2012 г. в США оказалась в крайне благоприятных условиях, которые заканчиваются с аномально низкими ценами на газ


Несмотря на падение цен на газ для электрогенерации и увеличение в генерации доли газа до 50%, цены для потребителей не упали, а только стабилизировались на уровне 2010 г., а для бытовых потребителей даже выросли 🙂

Таким образом, положительное влияние падения цен на газ является весьма ограниченным, выгоду получили только электроэнергетика и промышленность. При этом выгоду электроэнергетика, естественно, приватизировала.

О промышленности и экономике в целом:
i/ По данным Международного Валютного Фонда, за 2010 год доля промышленного производства и услуг в структуре ВВП США составила 22.1% ($ 3,23 триллиона) и 76.8% ($ 11,2 триллиона) соответственно

ii/ ВВП США за 2012 г. увеличился на 2,2%, сообщается в докладе бюро экономического анализа при Министерстве торговли США.

Уильям Энгдаль о сланцевом газе в США. 2

Берман делает вывод: “Три десятилетия добычи природного газа из плотных песчаников и угольного метана показывают, что прибыль маргинальна в низкопроницаемых коллекторах. Сланцевые хранилища имеют проницаемость на порядки величины ниже, чем проницаемость пласта плотного песчаника и метановых угольных пластов. Так почему же умные аналитики слепо принимают, что коммерческие результаты в сланцевых месторождениях должны отличаться? Ответ прост — высокая начальная цена производства. К сожалению, эти высокие начальные тарифы компенсируются коротким сроком службы скважины и дополнительными расходами, связанными с рестимуляцией сважины. Те, кто ожидают, что долгосрочная себестоимость сланцевого газа будет меньше, чем других нетрадиционных газовых ресурсов, будут разочарованы… истинная структурная себустоимость добычи сланцевого газа выше, чем могут поддерживать нынешние цены ($ 4.15 за тысячу кубических футов — средняя цена за год, закончившийся 30 июля 2011 года), а также реальные запасы составляют около половины объема, заявленного операторами». (xix)

В этом и заключается объяснение того, почему видавшая виды нефтяная промышленность в США отчаянно давит на газ, сеет семена собственного банкротства в в этой игре с большими ставками, она мчится, чтобы сбросить все более убыточные сланцевые активы, пока пузырь еще не лопнул. Финансовые покровители с Уолл-стрит тоже в этой Понци-игре, они ставят миллиарды на карту, так же как в в недавнем мошенничестве секьюритизации недвижимости.

Часть IV: Сто лет газа?

Так откуда же тогда кто-то получил число, которое было сказано президенту США: что Америку ждет 100 лет поставок газа? Вот где ложь, проклятая ложь и статистика играет решающую роль. У США не будет 100 лет поставок природного газа из сланцев или нетрадиционных источников. Это число произошло из преднамеренного искажения кем-то принципиальной разницы между тем, что в нефтяной и газовой отрасли называют ресурсы, и тем, что называют резервами.

Газовые или нефтяные ресурсы представляют собой совокупность газа или нефти, первоначально существующу. на поверхности или внутри земной коры в естественных скоплениях, в том числе уже открытых и еще не открытых, извлекаемые и не извлекаемые. Это общая оценка, независимо от того, являются ли эти газ или нефть коммерчески извлекаемыми. И это — наименее интересное число для извлечения.

С другой стороны, «извлекаемые» нефть или газ относятся к прогнозируемому объему коммерчески извлекаемыми с конкретными технически возможно восстановление проекта, план бурения, Fracking программы и тому подобное. Промышленность делит ресурсы на три категории: резервы, которые обнаружены и коммерчески извлекаемы; условные ресурсы, которые обнаружены и потенциально извлекаемы, но полупромыленные или не имеющие экономического значения при текущей рентабельности; перспективные ресурсы, которые еще неоткрыты и только потенциально извлекаемы. (xx)

Комитет по запасам газа (PGC), стандарт для оценки газовых ресурсов в США, использует три категории технически извлекаемых газовых ресурсов, в том числе сланцевого газа: вероятные, возможные и спекулятивные. После тщательного изучения цифр становится ясно, что президент, его советники и другие взяли последнюю общую цифру PGC о всех трех категориях, или 2170 триллионов кубических футов газа, вероятные, возможные и чисто спекулятивное, и разделили ее на годовое потребление в 2010 году в 24 триллионов кубических футов. И получить число между 90 и 100 лет газового рая. Удобно осталось недосказанным, что большая часть этого общего ресурса находится в месторождениях, которые слишком малы, чтобы производиться по любой цене, недоступна для бурения или слишком глубоко, чтобы его извлечение было рентабельно. (xxi)

Артур Берман в другом анализе указывает, что если мы будем использовать более консервативные и реалистичные предположения, как это делает в своей детальной оценке PGC, более актуальной является цифра 550 триллионов кубических футов газа. В свою очередь, если мы оцениваем, столь же консервативно и реалистично основано на опыте, что только около половины этого ресурса фактически станет резервом (225 триллионов кубических футов), то у США есть всего лишь около 11,5 лет потенциальных будущих поставок газа при нынешних темпах потребления.

Если мы включим сюда еще доказанные запасы в 273 триллионов кубических футов, то есть дополнительные 11,5 лет бесперебойных поставок, т.е. в общей сложности почти 23 года. Стоит отметить, что доказанные запасы включают в себя доказанные неосвоенные запасы, которые могут или не могут быть извлечены в зависимости от экономических условий, так что даже 23 года поставок — выглядит завышенной цифрой. Если потребление газа возрастет, этот запас будет тоже исчерпан менее чем за 23 года. (xxii)

Существуют в рамках правительства США также весьма различные оценки по добыче извлекаемых ресурсов сланцевого газа. Министерство энергетики США EIA использует очень щедрый расчет средней эффективности извлечения сланцевого газа в 13% по сравнению с другими консервативными оценками вполовину этого или 7%, в отличие от коэффициента извлечения 75-80% для обычных газовых месторождений. Именно эта щедрая оценка коэффициента извлечения, используемая для расчетов EIA, позволяет EIA проектировать оценку 482 трлн кубических футов извлекаемого газа в США. В августе 2011 года Внутренний департамент Геологической службы США опубликовала гораздо более трезвые оценки для крупных сланцевых месторождений в штате Пенсильвания и Нью-Йорке под названием Marcellus Shale. Пр оценкам департамента там есть около 84 триллионов кубических футов технически извлекаемых запасов природного газа. Предыдущие оценки EIA называли цифры в 410 триллионов кубических футов. (xxiii)

Месторождения сланцевого газа показывают необычно высокую скорость истощения с очень крутыми трендами, комбинация, дающая низкую эффективность извлечения. (xxiv)

Часть V. Огромные потери сланцевого газа

Учитывая аномально быстрые темпы истощения скважин и низкий коэффициент извлечения, не приходится удивляться, что, как только эйфория улеглась, производители сланцевого газа оказалась сидящими на финансовой бомбе замедленного действия и начали срочно и быстро продавать свои активы неосторожным инвесторам.

В самом последнем анализе фактических результатов за несколько лет добычи сланцевого газа в США, а также дорогостоящей нефти из канадских битуминозных песков, Дэвид Хьюз отмечает, что

«добыча сланцевого газа выросла взрывными темпами и составила почти 40 процентов американской добычи природного газа. Тем не менее, производство вышло на плато в декабре 2011 года; 80 процентов добычи сланцевого газа поставляется из пяти месторождений, некоторые из которых находятся в упадке. Очень высокие темпы истощения сланцевых газовых скважин требуют постоянного вливания капитала, оцениваемого в $ 42 млрд в год для бурения более 7000 скважин в целях поддержания производства. Для сравнения, стоимость сланцевого газа, добытого в 2012 году, составила только $ 32,5 млрд». (xxv)

Он добавляет: «Наилучшие месторождения сланцевого газа, такие, как Haynesville (которое уже в состоянии упадка) относительно редки, а число скважин и капитальных затрат, необходимых для поддержания производства, будет расти по мере того, как лучшие районы в этих месторождениях будут истощаться. Высокое сопутствующее воздействие на окружающую среду вызвало протесты граждан, в результате чего был объявлен мораторий в штатах Нью-Йорк и Мэриленд и распространились протесты в других штатах. Рост производства сланцевого газа был скомпенсирован снижением производства обычного газа, что привело к скромному росту добычи газа в целом. Кроме того, базовая рентабельность многих месторождений сланцевого газа вызывает сомнения при нынешних условиях цены на газ». (xxvi)

Если эти различные оценки являются боле или менее точными, то США имеют ресурс в поставках нетрадиционного сланцевого газа в размере от 11 лет до 23 лет по продолжительности и нетрадиционной нефти, возможно, на 10 лет перед тем, как начнется истощение запасов. Недавняя риторика об «энергетической независимости» США в текущем технологическом состоянии — чушь собачья.

Бум бурения скважин, который привел к этому недавнему насыщению сланцевым газом, был частично мотивирован «held-by-production» (пользование на правах аренды, которая реализуется путём выплат определенных сумм по арендованной скважине — прим.перев.), соглашениями об арендном договоре с землевладельцами. В таких соглашениях газовая компания обязана начинать бурить на участке, арендованном обычно на 3-5 лет, или платить неустойку. В США землевладельцы (фермеры или владельцы ранчо) обычно имеют права собственности на недра и могут сдавать их в аренду нефтяным компаниям. Газовые (или нефтяные) компании, таким образом, находится под огромным давлением, нуждаясь резервировать запасы газа на новых арендованных участках, чтобы поддерживать курс акций компании на фондовом рынке, где делаются заимствования, чтобы бурить.

Это давление «бури или выметайся» обычно заставляет компании искать сочные «продуктивные пластовые зоны» для быстрого и эффектного газового потока. Затем они обычно позиционируют первые результаты как «типичные» для всего сланцевого месторождения.

Однако, как указывает Хьюз: «Высокая производительность сланцевого пласта не повсеместна, и относительно небольшие продуктивные пластовые зоны в сланцах предлагают наибольшую производительность. Шесть из тридцати сланцевых скважин обеспечивают 88 процентов производства. Индивидуальные темпы истощения скважин высоки, от 79 до 95 процентов через 36 месяцев. Хотя некоторые скважины могут быть очень продуктивными, они, как правило, составляют небольшой процент от общей суммы и сосредоточены в продуктивных пластовых зонах». (xxvii)

Чрезвычайно быстрое общее истощение сланцевых пластов требует, чтобы ежегодно замещалось от 30 до 50 процентов продукции с дополнительно пробуренных скважин, классический синдром»ловли собственного хвоста». Это приводит к необходимости вкладывать $ 42 млрд годового инвестиционного капитала только для поддержания текущего производства. Для сравнения, весь добытый в США в 2012 году сланцевый газ стоил около $ 32,5 млрд по цене $ 3.40 за тысячу кубических футов (что выше, чем фактическая цена на протяжении большей части 2012 г.). А это чистые $ 10 млрд убытков от сланцевой авантюры в прошлом году для всех американских производителей сланцевого газа.

Даже хуже. Хьюз отмечает, что затраты капитала на компенсацию истощения месторождений обязательно возрастут, поскольку с продуктивные пластовые зоны в сланцах уже выработаны и бурение движется в области с низким качеством. Среднее качество скважин (по данным начальной производительности) упало почти на 20 процентов в Haynesville, наиболее продуктивном месторождении сланцевого газа США. И это падение или выход на плато наблюдается в восьми из десяти месторождениях. В целом качество скважин снижается для 36 процентов от всей американской добычи сланцевого газа и вышло на плато для 34 процентов. (xxviii)

Не удивительно в этой связи, что в соответствии с новой реальностью основные игроки индустрии сланцевого газа провели массивные списания своих активов. Компании в 2012 году приступили к пересмотру своих резервов и перед лицом текущих спотовых цен на газ, которые упали в два раза за период с июля 2011 года по июль 2012-го, вынуждены признать, что долгосрочные перспективы цен на природный газ не показывают рост. Списания имеют эффект домино, поскольку банковские кредиты, как правило, привязаны к запасам компании и это означает, что многие компании вынуждены пересматривать кредитные линии или проводить аварийные продажи активов, чтобы собрать денег.

Начиная с августа 2012 года, многие крупные производители сланцевого газа в США были вынуждены объявить о крупных списаниях стоимости своих сланцевых активов. BP объявила о списаниях в размере $ 4,8 млрд, включая свыше $ 1 млрд падения стоимости своих американских сланцевых активов. Английская BG Group провела списание $ 1,3 млрд своих сланцевых капиталовложений в США, EnCana, крупный канадский оператор сланцевого газа, провел $ 1,7 млрд. списания сланцевых активов в США и Канаде, предупредив, что цифра может возрасти, если цены на газ не восстановятся. (xxix)

Австралийский горнодобывающий гигант BHP Billiton является одним из наиболее пострадавших в истории сланцевого в США, поскольку он пришел в самом конце шумного представления. В мае 2012 года он объявил, что рассматривает возможность обесценивания акций на стоимость своих американских сланцевых активов, которые он купил на пике бума сланцевого газа в 2011 году, когда компания заплатила $ 4,75 млрд, что приобрести сланцевый проект у Chesapeake Energy, и купила Petrohawk Energy за $ 15,1 млрд. (xxx)

Но хуже всего на данный момент бывшей суперзвезде в индустрии сланцевого газа Chesapeake Energy из Оклахомы.

Часть VI: Chesapeake Energy: следующий Enron?
Эта компания, по мнению большинства, является типичной для индустрии сланцевого газа и ранее была провозглашена ведущим игроком в сланцевом бизнесе. В августе 2012 года широко распространились слухи, что Chesapeake Energy объявит о банкротстве. Это было бы весьма неловко для компании, которая являлась вторым по величине производителем газа в стране. Это также могло дать миру распознать тот обман, который который стоял за продвижением «сланцевой энергетической революции», распространяемый подобными Ергину и уоллстритовским энергетических промоутерам, желаущим заработать миллиарды на М&А и других сделках в этом секторе, чтобы заменить свой мрачный опыт в недвижимости.

В мае 2012 года Билл Пауэрс из Powers Energy Investor писал о Chesapeake : «За последний год, однако, бизнес-модель CHK (аббревиатура Chesapeake Energy на бирже — прим.авт.) развалилась. Акции компании продолжают держаться у 52-недельных минимумов, и у компании есть проблема финансирования — финансово говоря, она остается без денег. Хотя она была способна сдавать в аренду часть активов на Utica Shale в Огайо французской Total в прошлом году (это замечательно, учитывая бухгалтерские ошибки, которые привели к тому, что Total получила значительно меньше доходов от своего СП Barnett Shale), CHK в основном исчерпала предполагаемую площадь к сдаче в аренду».

Пауэрс оценивает дефицит наличности для компании приблизительно в $ 3 млрд. в 2012 году. И это сверх уже огромного корпоративного долга в $ 11,1 млрд, из которых $ 1,7 млрд являлось возобновляемой кредитной линией. (xxxi)

Пауэрс добавляет: «Если прибавить забалансовые долги и привилегированных выпуски к существующему балансовому $ 1.1-миллиардному долгу компании, у CHK будет колоссальная сумма в $ 20,5 млрд финансовых обязательств. Учитывая столь высокий уровень задолженности, долг CHK оценивается как мусорный и таковым будет в обозримом будущем… Наличие второго по величине производителя природного газа Америки, а также его по большей части разрушенного акционерного капитала, который почти полностью уходит из сланцевого бизнеса, явно показывает, что сегодняшний пузырь цен на природный газ находится на грани резкого разрыва. CHK не сделал никаких денег, буря сланцевые скважины (и фактически никто из его коллег этого не сделал), а теперь «молчаливые» деньги закончились. (xxxii)

Рассерженные акционеры провели крупную реорганизацию совета директоров Chesapeake в сентябре прошлого года после сообщения Reuters о том, что генеральный директор Обри Макклендон брал крупные кредиты, не полностью раскрывая эту информацию совету директоров компании или инвесторам. Макклендон был вынужден уйти в отставку с поста председателя компании, которую он основал, после того как просочились детали, что Макклендон в течение последних трех лет занял $ 1,1 млрд. под залог своей доли в своей нефтяной компании. (xxxiii) В марте 2013 года Комиссия по ценным бумагам и биржам правительства США (SEC) объявила, что проводит расследование деятельности компании и ее генерального директора Обри Макклендона и уже выдала повестки в суд для информации и свидетельских показаний среди прочего и по спорной программе, которая предоставляет Макклендону долю в каждой скважине, что бурила Chesapeake. (xxxiv)

Чтобы понизить долг, компания распродает свои активы на сумму приблизительно $6.9 млрд, включая нефтегазовые месторождения примерно на 2.4 миллионах акрах. Необходимо серьезно инвестировать в бурение новых скважин, чтобы достичь увеличения производства более прибыльной нефти и сжиженного природного газа, если компания хочет избежать банкротства. (xxxv) Как выразился один критически настроенный аналитик, “сложные бухгалтерские методы компании делают почти невозможным для аналитиков и акционеров определить, каковы реальные риски. Тот факт, что генеральный директор берет кредиты на миллиард и не раскрывает их открыто, только усиливает ощущение того, что все не так, как кажется на Chesapeake — это компания Enron с буровыми установками». (xxxvi) Разрекламированная сланцевая революция в США терпит крах вместе с акциями Chesapeake и других ключевых игроков.

Примечания
i Roberta Rampton, Energy Policy Shifting as abundance replaces scarcity: Obama adviser, Reuters, February 25, 2013.
ii President Barack Obama, President Obama’s State of the Union Address , January 25, 2012, The New York Times, January 24, 2012.
iii Daniel Yergin, Subcommittee on Energy and Power of the House Energy and Commerce Committee Testimony submitted for Hearings on ‘America’s Energy Security and Innovation,’ Washington D.C., February 5, 2013.
iv Ibid.
v BP, BP Energy Outlook 2030, London, January 2012.
vi
vii Glenn S. Penny, et al, Control and Modeling of Fluid Leakoff During Hydraulic Fracturing, Journal of Petroleum Technology, Vol. 37, no. 6, pp. 1071-1081.
viii F. William Engdahl, Shale Gas: Halliburton’s Weapon of Mass Devastation, VoltaireNet.org, 17 May 2012.
ix Ibid.
x Ibid.
xi Anthony Andrews, et al, Unconventional Gas Shales: Development, Technology and Policy Issues, Congressional Research Service, Washington D.C., October 30, 2009, p.7.
xii John Deutsch, Robin West, The North American Oil and Gas Renaissance and its Implications, The Aspen Institute, 2012, Washington DC.
xiii Ibid.
xiv EIA, Natural Gas Gross Withdrawals and Production, US Department of Energy, Washington DC.
xv Malcolm Maiden, Burnt Fingers all round in US shale gas boom, The Sydney Morning Herald, August 2, 2012
xvi Arthur E. Berman and Lynn F. Pittinger, US Shale Gas: Less Abundance, Higher Cost, August 5, 2011.
xvii Ibid.
xviii Ibid.
xix Ibid.
xx SPEE, Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, Volume 1 — Reserves Definitions and Evaluation Practices and Procedures, SECTION 5: DEFINITIONS OF RESOURCES AND RESERVES, Petroleum Society of the Canadian Institute of Mining, Metallurgy and Petroleum, Calgary Chapter, accessed in http://www.petsoc.org.
xxi Arthur E. Berman, After The Gold Rush: A Perspective on Future US Natural Gas Supply and Price, The Oil Drum, February 8, 2012.
xxii Ibid.
xxiii Stephen Lacey, After USGS Analysis, EIA Cuts Estimates of Marcellus Shale Gas Reserves by 80% ,August 26, 2011
xxiv Rafael Sandrea, Evaluating production potential of mature US oil, gas shale plays, The Oil and Gas Journal, December 3, 2012.
xxv Arthur E. Berman, After the Gold…
xxvi Ibid.
xxvii Ibid.
xxviii Ibid.
xxix Ed Crooks, Gas groups headed for large write-downs, Financial Times, August 31, 2012.
xxx Marin Katusa, Does a Long-Term Natural-Gas Downturn Signal that Investors Should Exit?.
xxxi Bill Powers, Is Chesapeake Energy Going Bankrupt?, May 1, 2012, Powers Energy Investor.
xxxii Ibid.
xxxiii Jeff Goodell, Worlds Biggest Fracker Pockets $1 Billion in Shady Deal, Rolling Stone, April 18, 2012.
xxxiv Reuters, SEC Investigating Chesapeake Energy, CEO, March 01, 2013.
xxxv Ed Crooks, Two directors forced out of Chesapeake, Financial Times, June 8, 2012.
xxxvi Jeff Goodell, Op. Cit.
http://www.warandpeace.ru/ru/exclusive/view/78275/

Уильям Энгдаль о сланцевом газе в США. 1

Уильям Энгдаль, автор книги «Myths, Lies and Oil Wars»

Оригинал статьи: The Fracked-up USA Shale Gas Bubble

Часть I: Америка — Новая Саудовская Аравия?
Если поверить современным сообщениям СМИ, доносящимся из Вашингтона и американской нефтяной и газовой промышленности, Соединенные Штаты вот-вот станут «новой Саудовской Аравией». Нам говорят, что США внезапно волшебным образом оказались на пути к собственной энергетической независимости. Экономика США теперь больше не будет зависеть от высокорисковых поставок нефти или газа из политически нестабильных стран Ближнего Востока или Африки. Советник по вопросам энергетики Белого дома Хизер Зичал (Heather Zichal) даже сместила свое внимание с системы квот и торговли квотами на выбросы вредных веществ в атмосферу на поощрение Американской «сланцевой революции». (i)

В январе 2012 года в своем ежегодном послании Конгрессу о положении дел в стране президент Обама заявил, что во многом благодаря «сланцевой революции», «у нас есть собственный природный газ, который может обеспечить Америку на 100 лет». (ii)

Известные эксперты в области энергетики, такие как Дэниел Ергин (Daniel Yergin) из Ассоциации энергетических исследований при Кембриджском университете, на недавних слушаниях в Конгрессе пел дифирамбы предполагаемой выгоде развития американских месторождений сланцевых нефти и газа:

«США находятся в самом разгаре «революционных событий в области добычи нефти и газа», что (и это становится все более очевидным) выходит за пределы просто энергетики».

Он не стал объяснять значение выражения – «выходит за пределы просто энергетики». Зато, он также утверждал, что «эта индустрия дает 1,7 миллиона рабочих мест — значительное достижение, учитывая относительную новизну технологии. И это количество может вырасти до 3 миллионов к 2020 году». (iii) Очень внушительные цифры.

Г-н Ергин предрек и основные геополитические последствия развития американской индустрии сланцевых нефти и газа, сказав, что «расширение экспорта американских энергоносителей добавит дополнительное измерение к мировому влиянию США… Объем добычи сланцевого газа, составлявший десять лет назад всего два процента от общей добычи в стране, вырос до 37 процентов, а цены резко снизились. Добыча нефти в США, продолжавшая долгое время снижаться, резко возросла (примерно на 38 процентов) с 2008 года. Только рост ее добычи с 2008 года эквивалентен общему объему добычи Нигерии, седьмой по величине стране-производителе в ОПЕК… Люди говорят о потенциальном геополитическом влиянии сланцевого газа и тяжелой нефти. Мы уже видим это влияние…». (iv)

В опубликованном в 2012 году докладе «Энергетический прогноз до 2030 года» генеральный директор BP Боб Дадли (Bob Dudley) озвучил похожие оптимистичные прогнозы, что добыча сланцевых нефти и газа сделает Северную Америку энергетически независимой от Ближнего Востока. BP предсказывает, что к 2030 году рост добычи сланцевых нефти и газа «наряду с другими источниками топлива» сделает страны Западного мира практически самодостаточными в сфере энергетики. Наряду с другими значительными геополитическими последствиями большая часть мира, включая Северную и Южную Америки, станет независима от нефти, импортируемой из потенциально нестабильных стран Ближнего Востока и других мест, сказано в докладе BP. (v)

Во всех предсказаниях о Соединенных Штатах, как об обновленной энергетической сверхдержаве, наводняющей мир своей сланцевой нефтью и газом, неверна только одна вещь. Они основаны на пузыре, на обычном обмане махинаторов с Уолл-стрит. На самом деле, становится все более очевидным, что сланцевая революция является краткой вспышкой в энергетике, новой мошеннической пирамидой, тщательно выстроенной с помощью тех же банков Уолл-стрит и «рыночных аналитиков», многие из которых участвовали в раздутии в США пузыря «dot.com» в 2000 году и, что более эффектно, пузыря секьюритизации недвижимости США в 2002-2007 годах. (vi) Внимательно присмотритесь к реальным результатам этой революции и реальным затратам на нее, все это очень поучительно.

Часть II: Лазейки Halliburton
Одной из причин, по которым мы мало слышим об ухудшении ситуации со сланцевой нефтью и газом, является то, что этот бум случился буквально вчера. Ведь пиковые значения добычи были достигнуты только в 2009-2010 годах. Долгосрочные данные по значительному числу сланцевых скважин появляются только в последнее время. Еще одной причиной являются огромные корыстные интересы Уолл-стрит и нефтяной промышленности, которые пытаются сделать все возможное, чтобы сохранить миф о сланцевой революции. Но несмотря на все их усилия появляющаяся правдивая информация (в основном в профессиональных обзорах этой отрасли промышленности) вызывает тревогу.

Сланцевый газ совсем недавно появился на рынке США, благодаря использованию комбинированных методик, одним из разработчиков которой среди прочих была бывшая компания Дика Чейни — Halliburton Inc. Несколько лет назад Halliburton совместила новые методы горизонтального бурения с закачиванием химических веществ в скважину для проведения так называемого «гидроразрыва» сланцевой породы, которая часто содержит в своих пустотах какое-то количество природного газа. До недавнего времени добыча сланцевого газа считалась экономически невыгодной. Из-за методики извлечения сланцевый газ считается нетрадиционным, и его добыча сильно отличается от обычного газа.

Служба энергетической информации энергетического Департамента США дает следующее определение обычным нефти и газу: «Добывается из скважины, пробуренной в геологической формации, гидродинамическая характеристика которой позволяет нефти и природному газу самостоятельно поступать в ствол скважины».

Нетрадиционные способы добычи углеводородов не отвечают этим критериям либо потому, что уровень пористости и проницаемости геологической формации очень низок, либо в случае, если жидкие углеводороды имеют плотность сопоставимую или даже превышающую плотность воды и поэтому не могут добываться, транспортироваться и перерабатываться обычными способами. В этом случае нетрадиционные нефть и газ, по определению, являются более дорогостоящими и трудными для извлечения по сравнению с обычными. И только по этой причине они стали привлекательны, как только в начале 2008 года цены на нефть взлетели выше $ 100 за баррель и до сих пор остаются примерно на том же уровне.

Для извлечения нетрадиционного сланцевого газа, используется способ «гидроразрыва» (ГРП). Для этого в скважину под достаточным давлением закачивается разрывающая жидкость, которая образует трещины в сланцевой породе. Жидкость для гидроразрыва (состав которой, как правило, является секретом компании и которая чрезвычайно токсична) продолжает расширяться, увеличивая трещины. После этого главная задача — предотвратить закрытие трещин, которое прекратит выход газа или нефти в скважину. Поскольку для типичного случая ГРП счет идет на миллионы галлонов закачиваемой под землю воды (смешанной с токсичными химикатами), происходят случаи утечки разрывающей жидкости в окружающие породы. При недостаточном контроле количество просачивающейся жидкости может превышать 70% от закачанного объема. В свою очередь, это может нанести ущерб скелету материнской горной породы, отрицательно повлиять на проникновение пластовой жидкости или на геометрию трещин после гидроразрыва и тем самым снизить эффективность добычи. (vii)

Гидравлический разрыв пласта в последнее время стал наиболее предпочтительным методом извлечения нетрадиционных ресурсов нефти и газа в США. Некоторые специалисты считают, что в будущем на ГРП в Северной Америке будет приходиться почти 70% добычи природного газа.

Почему бум добычи сланцевой нефти и газа произошел только сейчас? Спасибо за это нужно сказать тогдашнему вице-президенту Дику Чейни сотоварищи. Истинной причиной недавнего бума ГРП в Соединенных Штатах, было принятие в 2005 году Конгрессом США закона, выводящего процесс ГРП (удивительно звучит, правда?) из-под надзора Агентства охраны окружающей среды США (EPA), осуществляемого в рамках Закона о безопасности питьевой воды. Нефтяная и газовая промышленность является единственным видом промышленности Америки, которой EPA разрешает закачивать под землю гарантировано опасные материалы (без проверки) непосредственно вблизи подземных запасов питьевой воды. (viii)

Закон 2005 года известен как «лазейка Halliburton» и был массировано пролоббирован компанией, производящей львиную долю химических жидкостей для ГРП, бывшей компанией Дика Чейни – Halliburton. Став в начале 2001 года вице-президентом при Джордже Буше-младшем, Чейни немедленно получил широчайшие полномочия в Энергетической оперативной рабочей группе для разработки основной Энергетической национальной стратегии. Как позже выяснилось из документов, помимо определения иракского нефтяного потенциала Чейни при помощи оперативной рабочей группы использовал значительную политическую силу и промышленное лобби, чтобы вывести нефтегазовую промышленность из-под закона о питьевой воде. (ix)

Во время нахождения на посту вице-президента Чейни сделал все, чтобы EPA дала «зеленый свет» значительному увеличению числа сланцевых газовых скважин в США.

В 2004 году EPA опубликовало исследование экологических последствий ГРП. Это исследование было названо «научно несостоятельным» забившим тревогу Вестоном Уилсоном (Weston Wilson). В декабре 2005 года генеральный инспектор по охране окружающей среды EPA Ники Тинсли (Nikki Tinsley) предоставил достаточно доказательств о возможных манипуляциях с этим исследованием EPA, чтобы инициировать рассмотрение претензий Уилсона. Нефтегазовый надзорный проект (Oil and Gas Accountability Project) провел обзор исследований EPA, в котором показал, что из ранних вариантов исследования EPA удалило материалы, в которых говорилось, что нерегулируемое использование ГРП представляет угрозу для здоровья человека и что агентство не включило в финальный отчет информацию о том, что «разрывающая жидкость может представлять угрозу чистоте питьевой воды еще долгое время после окончания бурения». (х) Под влиянием политического давления отчет был проигнорирован. ГРП стал использоваться полным ходом.

Лазейка Halliburton – это не мелочь. В процессе ГРП для добычи газа используются ошеломляющие объемы воды и токсичнейшие химические вещества. Вода является основным ингредиентом, необходимым для ГРП. При среднем ГРП используется порядка 1,2 — 3,5 млн. американских галлонов (4,5 – 13 миллионов литров) воды на одну скважину. Для более грандиозных проектов может быть использовано до 5 млн. американских галлонов (19 млн. литров) воды. Процесс ГРП может производиться несколько раз для одной скважины. В среднем, за время работы одной скважины в нее может быть закачано от 3 до 8 миллионов американских галлонов воды. (xi) Фермерские области Пенсильвании и других штатов, в которых широко распространена технология ГРП, сообщают, что их водные источники стали настолько токсичны, что вода непригодна для питья. В некоторых случаях газ проникает в жилые дома через обычный водопроводный кран.

Во время шума вокруг аварии и разлива нефти на нефтедобывающей платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе администрация Обамы и Министерство энергетики сформировали консультативную комиссию по сланцевому газу, якобы, для проверки растущей экологической опасности из-за способов добычи сланцевого газа. Их отчет был выпущен в ноябре 2011 года. О нем можно сказать в двух словах: сокрытие опасностей и выпячивание выгод от добычи газа.
Комиссию возглавил бывший директор ЦРУ Джон М. Дейч (John M. Deutch). Дейч является заинтересованным лицом. Он входит в совет директоров газовой компании по производству СПГ – Cheniere Energy. Проект Cheniere Energy под названием «Sabine Pass» является одним из двух текущих проектов в США по созданию СПГ терминала для экспорта сланцевого газа из США на иностранные рынки. (xii)

Дейч также входит в совет директоров Citigroup, одного из наиболее активных и крупнейших банков мира, работающих в энергетике и связанного с семьей Рокфеллеров. Он также входит в совет директоров компании Schlumberger, которая наряду с Halliburton является одной из ведущих компаний, производящих ГРП.
Вообще, шесть из семи членов комиссии были связаны с энергетической отраслью, в том числе соратник Дейча и горячий сторонник технологии ГРП Дэниэл Ергин, являющийся, кроме того, членом Национального совета нефтяной промышленности. Неудивительно, что отчет Дейча назвал сланцевый газ «лучшей новостью в сфере энергетики за последние 50 лет». Дейч, кроме того, добавил:

«В долгосрочной перспективе он имеет потенциал для замещения жидкого топлива в Соединенных Штатах». (xiii)

Часть III: Сланцевый газ – гонка на время

Поскольку регуляторы дали полную свободу, а администрация Обамы — поддержку, американская нефтегазовая промышленность включила полную мощность в добыче сланцевого газа, чтобы, пользуясь высокими ценами на нефть и природный газ, быстренько заработать миллиарды.

По официальным данным Министерства энергетики США добыча сланцевого газа выросла с немногим менее 2 миллионов тыс. куб. футов в 2007 году до 8.500.000 тыс. куб. футов к 2011 году. Это четырехкратное увеличение объема составляет почти 40% от общей добычи сухого природного газа в США в том году. А в 2002 году сланцевый газ составлял всего лишь 3% от общего объема добычи газа. (xiv)

Здесь мы видим парадокс американской «сланцевой революции». Со времен «нефтяных войн», происходивших более века назад, были разработаны различные отраслевые программы, предотвращающие обвал цен на нефть и газ из-за их перепроизводства. В 30-х годах было открыто огромное месторождение «Восточный Техас», и произошел обвал цен на нефть. Штат Техас, где Железнодорожной комиссии (TRC) были даны распорядительные полномочия не только над железной дорогой, но и над добычей нефти и газа (а это был самый важный нефтепроизводящий регион), был призван стать третейским судьей в нефтяных войнах. Ситуация привела к выработке ежедневных квот на производство нефти. Эта система была настолько успешна, что позднее ОПЕК при разработке своих правил основывалась на опыте TRC.

Сегодня, когда Федеральное регулирование нефтяной и газовой промышленности отсутствует, каждый производитель сланцевого газа (ВР, Chesapeake Energy, Anadarko Petroleum, Chevron, EnCana и другие) мчится на полной скорости, чтобы извлечь максимальное количество газа из своих месторождений.

Причина такой спешки красноречива. Месторождение сланцевого газа, в отличие от обычного, исчерпывается гораздо быстрее в силу конкретных геологических причин. Газ рассеивается и его извлечение становится невозможным без бурения новых дорогостоящих скважин.

Появление на рынке огромного объема сланцевого газа стало разрушительным. Цены на него рухнули. В 2005 году, когда Чейни вывел нефтегазовую промышленность из-под контроля EPA и начался газовый бум, цена на газ на узле «Henry Hub» в Луизиане, на пересечении девяти межгосударственных газопроводов, составляла $ 14 за тысячу кубических футов. К февралю 2011 года она рухнула до $ 3,88. На сегодняшний день цены колеблются около $ 3,50 за тысячу кубических футов. (xv)

В своем докладе Артур Берман (Arthur Berman), опытнейший геолог нефтяной отрасли, специализирующийся на оценке скважин, используя данные по добыче сланцевого газа на основных месторождениях США со времени начала бума, пришел к отрезвляющим выводам. Его результаты показывают, что мы являемся свидетелями новой «схемы Понци», которая в течение следующих нескольких месяцев или, в лучшем случае, в ближайшие два-три года может оглушительно лопнуть. Сланцевый газ — это все, что угодно, только не «энергетическая революция», которая обеспечит потребителей в США или всем мире газом на 100 лет, как сказали президенту Обаме.

Берман писал уже в 2011 году: «Факты показывают, что большинство скважин не являются коммерческими при текущих ценах на газ и требуют цен, по крайней мере, в диапазоне от $ 8,00 до $ 9.00 за тысячу кубических футов, чтобы выйти на уровень безубыточности в полном цикле, и $ 5,00 до $ 6.00 за тысячу кубических футов в неполном цикле. В течение следующих 18 месяцев мы прогнозируем цены ($ 4.00-4.55 за тысячу кубических футов среднем в 2012 г) ниже $ 8.00. Поэтому, возможно, что некоторые производители не смогут поддерживать нынешний уровень бурения из-за движения денежных потоков, совместных предприятий, продажи активов и фондовых предложений». (xvi)

Берман продолжает: «Падение цен показывает, что снижение бурения любым из крупнейших производителей сланцевого газа будет связываться с ненадежностью поставок. Это особенно верно в случае Haynesville. Сланец выгоден там, где начальные цены примерно в три раза выше, чем, например, в Barnett или Fayetteville. Спекулятивные цены в Haynesville уже падают поскольку операторы сдвинули свое внимание на более ликвидные цели, которые имеют еще более низкие тарифы на газ. Это может порождать сомнения в парадигме дешевых и обильных поставок сланцевого газа и окажет каскадный эффект на доверие и доступность капитала». (xvii)

Берман и другие также пришли к выводу, что ключевые игроки газовой промышленности и их банкиры с Уолл-стрит, стоящие за сланцевым бумом, грубо завышали объемы извлекаемых запасов сланцевого газа и, следовательно, ожидаемую продолжительность поставок. Он отмечает, что

«резервы и экономика зависят от расчётных конечных извлекаемых запасов (EUR) на основе гиперболического или все более и более выравнивающегося падения профилей, что предсказывает десятилетия промышленного производства. С помощью всего нескольких лет истории производства в большинстве из этих сланцевых мемторождениях, эта модель не выглядит правильной и может оказаться чрезмерно оптимистичной…. Наш анализ тенденции истощения скважин сланцевого газа показывает, что расчётные конечные извлекаемые запасы на скважину составляют примерно половину значений, обычно представляемых операторами. (xviii)

Короче говоря, производители газа создали иллюзию, что их нетрадиционного и более дорогостоящего сланцевого газа хватит на протяжении десятилетий.

На основе своего анализа фактических данных из основных сланцевых регионов в США, Берман заключает, однако, что снижение объемов производства скважин сланцевого газа идет в геометрической прогрессии и склонно истощаться гораздо быстрее, чем их раскрутка на рынке. Может быть в этом причина, что производители сланцевого газа в США, набравшие активов на миллиарды долларов в надежде на рост цен, в последнее время отчаянно пытаются продать свои права на сланец наивным иностранным или другим инвесторам?

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

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

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

— — — —
http://shalebubble.org/

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

www.vedomosti.ru: о Газпроме и Итере

«Роснефтегаз», председателем совета директоров которого работает Игорь Сечин, уведомил Росимущество о приобретении 0,23% акций «Газпрома», рассказали «Ведомостям» два человека, близких к советам директоров обеих компаний: «Роснефтегаз» заплатил около 7 млрд руб., сделка прошла в первой половине марта. Представители Сечина и Росимущества от комментариев отказались, представитель «Газпрома» о сделке не знает.

Государство добивалось формального контроля над «Газпромом» с 2005 г. (см. врез). Планировалось, что «Роснефтегаз» получит недостающий пакет от «Газпрома» в обмен на долю в 72 газораспределительных станциях (ГРС), но оценка ГРС не устроила «Газпром», и сделка не состоялась. Сечин в январе 2012 г., еще с позиции зампреда правительства, обвинил компанию в срыве поручения Владимира Путина. Совет директоров «Газпрома» одобрил покупку ГРО две недели назад, но не за акции, а за деньги — 25,8 млрд руб.

«Роснефтегаз» не сообщил Росимуществу, у кого куплены акции, но, вероятно, на рынке, полагает один из собеседников «Ведомостей». Косвенным подтверждением могут служить торги 13, 14 и 15 марта, когда оборот акций «Газпрома», по данным Московской биржи, составил 11 млрд, 9 млрд и 15 млрд руб. соответственно против 5 млрд руб. в обычные дни.

Совет директоров «Роснефтегаза» одобрил сделку без директивы Росимущества, заверили «Ведомости» оба человека, близких к советам директоров компаний. По постановлению правительства от 2004 г. об управлении госкомпаниями с правительством должны согласовываться решения об участии или прекращении участия в капитале других компаний. Член совета директоров, представляющий интересы государства, должен запросить у Росимущества директиву, а в случае ее отсутствия — воздержаться или голосовать против. В совете «Роснефтегаза» пять человек (Сечин, врио гендиректора «Роснефтегаза» Лариса Каланда, предправления Газпромбанка Андрей Акимов, предправления «Согаза» Сергей Иванов, председатель совета директоров «Итеры» Игорь Макаров) — и все от правительства.

У «Роснефтегаза» уже были акции «Газпрома», покупка еще 0,23% директивы не требовала, объясняет человек, близкий к «Роснефтегазу». Сечин мог и согласовать сделку с президентом — в начале марта он писал Путину (письмо цитировали «Известия»), что «Роснефтегаз» планирует инвестиции в «Газпром», это позволит государству получить контрольный пакет в компании и обеспечит рост ее капитализации.

Реакции президента тогда не последовало, а его пресс-секретарь Дмитрий Песков не знает, согласовывал ли Путин сделку «Роснефтегаза» с акциями «Газпрома».

Шансов оспорить сделку у Росимущества мало, считают юристы. Понятие «участие и прекращение участия в капитале другого общества» есть в законе об АО, суды в основном трактуют его как вхождение в капитал новой структуры или полный выход из него, объясняют партнер White & Case Григорий Чернышев и партнер «Юстины» Владимир Плетнев. Сделка может быть признана недействительной, если противоречит закону, но ни в одном законе нет требования к членам совета директоров госкомпании получать директиву правительства, уверен Плетнев: «Правительство, как акционер, может принять к членам совета дисциплинарные меры или привлечь к материальной ответственности, но на статусе сделки это не скажется».

Главное — что неоднократные поручения президента и премьера о формальном контроле над «Газпромом» выполнены, остальное — детали, считает высокопоставленный чиновник правительства. Зампред правительства, отвечающий за ТЭК, Аркадий Дворкович отказался от комментариев.

Покупка акций «Газпрома» — решение не менеджера, а госслужащего, полагает директор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин: «Разумный инвестор вкладываться в “Газпром” сейчас бы не стал». Проблема с контролем в «Газпроме» во многом надуманная, констатирует он, в России государство влияет на решения даже частного бизнеса, а «Газпром» всегда считался госкомпанией.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/10624451/gazprom_bez_sprosu

У Росимущества 38,373% «Газпрома», у «Роснефтегаза» было 10,74%. Еще 0,889% – у «Росгазификации», в которой у Росимущества 74,55%, т. е. через «Росгазификацию» у государства 0,662%; всего 49,775%. Если добавить 0,23%, выходит 50,005%, формальный контроль. Доля Внешэкономбанка (в мае 2012 г. – 3,6%, более свежих данных нет) считается финансовой инвестицией и не учитывается.


http://gazprom.ru/investors/info/

Новым генеральным директором и председателем правления НГК «Итера» назначен Эдуард Худайнатов, первый вице-президент «Роснефти», говорится в официальном сообщении компании. Гендиректор нефтегазовой компании НГК «Итера» Владимир Макеев покидает свой пост. Он остается членом совета директоров НГК, а также первым вице-президентом группы «Итера». Представитель «Роснефти» подтвердил «Ведомостям» новое назначение Худайнатова, подчеркнув, что тот сохранит и свой пост в «Роснефти».

Макеев занимал пост генерального директора — предправления НГК «Итера» с 2006 г. В конце 2012 г. «Роснефть» завершила сделку по приобретению 51% доли в НГК «Итера». Ранее президент «Роснефти» Игорь Сечин говорил, что газовые проекты будут консолидироваться под руководством Худайнатова. В ноябре прошлого года он сказал, что «Итера» может стать оператором всех газовых активов госкомпании. Отмечалось, что газовый блок «Роснефти» будет курировать Худайнатов.

Назначение Худайнатова не случайно, так как у него уже накоплен неплохой опыт в газовой сфере, считает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. До прихода в «Роснефть» с 2003 по 2008 г. Худайнатов был главой «Севернефтегазпрома», дочернего предприятия «Газпрома».

Совет директоров НГК «Итера» утвердил новый состав правления компании. В него вошли назначенный первым заместителем генерального директора Сергей Воробьев, назначенный главным инженером Борис Урасинов, сохранивший пост коммерческого директора Геннадий Скиданов, назначенная главным бухгалтером Валерия Бредихина, а также Сергей Лобачев, назначенный финансовым директором. Занимавшие должности начальника юридического управления НГК «Итера» Владислав Ильчук и главного бухгалтера НГК «Итера» Короткова при этом сохранили соответствующие должности в ООО ««Итера груп».

«Сечин расставляет на ключевые позиции своих людей», — замечает Валерий Нестеров. По его мнению, «Итера» будет развиваться в тесном сотрудничестве с «Роснефтью». «По сути, “Итера” становится частью бизнеса “Роснефти” и развиваться она будет исходя из общей стратегии развития “Роснефти” — из ее логики и потребностей». Газовый блок «Роснефти» состоит из трех действующих составных частей: НГК «Итера», «Роспан интернэшнл» (входит в состав приобретенной ТНК-ВР) и собственное Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в юго-восточной части Ямало-Ненецкого автономного округа. Есть еще два перспективных направления: лицензии на освоение шельфа (40-80% газовые месторождения) и СП с иностранными партнерами — с китайскими CNPC, Sinopec и американской ExxonMobil. Впрочем, о перспективе зарубежных проектов пока говорить сложно, считает Валерий Нестеров.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/10638141/eduard_hudajnatov_vozglavil_iteru

eia.gov: South Africa Country Analysis Brief

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

Азербайджан: Итоги 2012 года


1news.az/economy/oil_n_gas/

По состоянию на 1 января 2012 года в Азербайджане обнаружено 81 нефтегазовое месторождение. В настоящее время Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) осуществляет эксплуатацию 58 месторождений, 23 месторождения по различным причинам не эксплуатируются, а эксплуатация некоторых – прекращена. Эти данные опубликованы в отчете о деятельности Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) за 2011 год. Из них 40 месторождений находится на суше, а 18 месторождений – в море. В отчете отмечается, что с начала добычи нефти до 1 января 2012 года в Азербайджане добыто 1,754 млрд. тонн нефти и 622,4 млрд. кубометров природного газа. В 2011 году в Азербайджане в общей сложности добыто 45,7 млн. тонн нефти и конденсата и 25,9 млрд. кубометров газа. Из общего объема добычи 8,401 млн. тонн нефти и 7,084 млрд. кубометров газа пришлось на долю SOCAR. Азербайджанская международная операционная компания (АМОК) в 2011 году с месторождений Азери-Чираг-Гюнешли добыла 35,465 млн. тонн нефти и 11,943 млрд. кубометров попутного газа. С морского газоконденсатного месторождения «Шах-Дениз» в прошлом году было добыто 6,726 млрд. кубометров газа и 1,759 млн. тонн конденсата. С месторождений, расположенных на суше и разрабатываемых операционными компаниями, в рамках соглашений PSA добыто 1,8 млн. тонн нефти и конденсата, и 200 млн. кубометров природного газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108035655136.html

По итогам января-ноября 2012 года 90,53% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 85,03% всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,5%. Отметим, что по итогам 2011 года 91,94% всего экспорта Азербайджана пришлось на нефть и нефтепродукты. За указанный период 86,2 % всего экспорта Азербайджана пришлось на сырую нефть, а на нефтепродукты — 5,74%.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20121228120618581.html

В 2012 году согласно показателям счетчиков из Азербайджана экспортировано нефти в объеме 34,935 млн. тонн. Как передает 1news.az со ссылкой на Государственный таможенный комитет Азербайджана, из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 24,237 млн. тонн нефти на сумму $20,232 млрд.

Из общего объема экспорта 1,99 млн. тонн экспортировано по трубопроводу Баку-Новороссийск, 3,923 млн. тонн — по трубопроводу Баку-Супса. По трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан за этот же период экспортировано 27,999 млн. тонн нефти. По железной дороге экспортировано 1,015 млн. тонн. В 2011 году декларированный объем экспорта нефти из Азербайджана составил 37,45 млн. тонн. Из этого объема по таможенным декларациям было экспортировано 27,825 млн. тонн нефти на сумму $22,911 млрд.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121022044453.html

В течение 2012 года в Азербайджане было добыто 17,2 млрд. кубометров товарного газа. По сравнению с 2011 годом добыча товарного газа увеличилась на 5,4%. В 2011 году в Азербайджане было добыто 25,7 млрд. кубометров газа.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130121011913297.html

В 2012 году добыча нефти в Азербайджане года составила 43 млн. тонн. По сравнению с 2011 годом добыча нефти сократилась на 2,4 млн. тонн. В декабре добыча была в объемах 3,6 млн. тонн. Добыча нефти в Азербайджане в 2011 году составила 45,4 млн. тонн, что на 5,434 млн. тонн меньше показателя 2010 года.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130118032634336.html

По итогам 2012 года отчисления Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в госбюджет страны составили 1,425 млрд. манатов ($1,819 млрд.), по сравнению с аналогичным периодом прошлого года выплаты увеличились на 6,7%, или 89,792 млн. манатов. За прошлый год SOCAR также перечислила в Государственный фонд социальной защиты 157,501 млн. манатов. По сравнению с 2011 годом выплаты увеличились на 17,1%, или на 22,992 млн. манатов. Отметим, что по итогам 2011 года отчисления SOCAR в госбюджет страны составили 1,335 млрд. манатов ($1,698 млрд.). Кроме того, в 2011 году SOCAR перечислила в Государственный фонд социальной защиты 134,509 млн. манатов.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130116022317689.html

В 2012 году Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 1,243 млн. тонн нефтепродуктов, за указанный период экспортировано 60,142 тыс. тонн автомобильного бензина, 921,57 тыс. тонн дизельного топлива и 145,98 тыс. тонн авиационного керосина, 3,023 тыс. тонн мазута и 113,027 тыс. тонн вакуумного газойля.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130114093757472.html
Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) в течение 2012 года экспортировала 3,023 тыс. тонн мазута, по сравнению с 2011 годом экспорт мазута сократился на 2,548 тыс. тонн. В декабре экспортировано 179 тонн продукции. Отметим, что в 2011 году SOCAR экспортировал всего 5,571 тыс. тонн мазута. В декабре тонна 1%-го сернистого мазута на рынке реализовывалась за $597,07.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130110044825766.html
В течение 2012 года Госнефтекомпания Азербайджана (SOCAR) экспортировала 921,57 тыс. тонн дизельного топлива, что на 345,43 тыс. тонн меньше, чем за 2011 год, по итогам 2011 года SOCAR экспортировала 1,267 млн. тонн дизельного топлива. По сравнению с 2010 годом экспорт дизельного топлива сократился на 266 тыс. тонн.
В декабре тонна дизельного топлива на мировом рынке реализовывалась по цене $914,14.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109035247644.html

Турция платит Азербайджану 350 долларов США за тысячу кубических метров газа. Как сообщает 1news.az со ссылкой на Zaman, об этом сказал руководитель SOCAR Turkey Energy, а также член правления Petkim Кенан Явуз. «Это самая выгодная цена для Турции, так как за тот же объем газа страна платит 400 долларов США России, 500 долларов США – Ирану», — сказал он.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130111092334411.html

Эксплуатационный фонд скважин Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) на 1 января 2012 года насчитывал 9342 скважины. Из этого количества 6673 скважины находятся в действующем фонде, а 2638 скважин — в бездействующем фонде. В отчете также отмечается, что с 2008 по 2011 год SOCAR ликвидировала 1750 скважин, не подлежащих восстановлению и имеющих технические недостатки.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109121024003.html

Себестоимость добычи газа на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,4% и достигла 35,56 AZN за тысячу кубометров. В структуре себестоимости одной 1 тыс. кубометров газа заработная плата составила 6,9%, социальное страхование – 1,5%, амортизационные отчисления – 33,8%, расходы на ремонт и технику – 13%, промысловый налог – 16,3%, расходы на транспортировку – 13,1% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130109103006583.html

Себестоимость добычи нефти на месторождениях Госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) в 2011 году увеличилась в сравнении с показателем 2010 года на 11,7% и достигла 82,3 AZN за тонну. В структуре себестоимости одной тонны нефти заработная плата составила 18%, социальное страхование – 3,5%, амортизационные отчисления – 15,5%, расходы на ремонт и технику – 16,3%, промысловый налог – 13,5%, расходы на транспортировку – 12,5% и прочие расходы.
http://1news.az/economy/oil_n_gas/20130108045946779.html

Интервью В.Алекперова «Эхо Москвы». 2

О. БЫЧКОВА: Еще вопрос, который касается общей истории. «Как вы относитесь к идее пересмотра приватизации, – спрашивает marime, – и требованию доплатить за захваченные за бесценок нефтяные богатства России честную цену?» Вопрос, который возникает периодически.

В. АЛЕКПЕРОВ: Компания «Лукойл» не участвовала в залоговых аукционах. Все пакеты компании «Лукойл» продавало правительство РФ. И последний пакет 9% был продан в 2004 году компании ConocoPhillips. Т.е. менеджмент компании все эти годы покупал с рынка акции «Лукойла», начиная когда они стоили 6 рублей и до сегодняшнего дня. В частности, я постоянно приобретаю акции. Я верю в будущее компании. Я верю в то, что компания недооценена, как минимум, в два раза. И поэтому сегодня и я, и все мои коллеги, и просто работники компании постоянно приобретают акции «Лукойла».

Т. ЛЫСОВА: Т.е. вы заинтересованы в росте ее капитализации даже больше, чем менеджеры госкомпаний заинтересованы в росте капитализации своих?

В. АЛЕКПЕРОВ: Я надеюсь, что они тоже акционеры своих компаний, потому что у нас нет стопроцентных госкомпаний, они тоже акционерные общества, их акции котируются на бирже.

О. БЫЧКОВА: К общему вопросу о пересмотре итогов приватизации ваш ответ всегда нет? Или есть какие-то нюансы?

В. АЛЕКПЕРОВ: Какие нюансы? Если мы будем постоянно пересматривать всё свое прошлое, т.е. менять постоянно названия городов от конъюнктуры, мы к чему придем? К хаосу. Поэтому я считаю, что не надо пересматривать итоги приватизации, надо развивать промышленность России, для того чтобы жили здесь лучше.

Т. ЛЫСОВА: Но, с другой стороны, если посмотреть на нефтяную отрасль, по сути, итоги приватизации, можно сказать, были частично пересмотрены. Потому что началась частная нефтяная отрасль России в постсоветское время с того, что Миннефтегаз разделили, выделили концерн «Газпром» и потом нефтяную отрасль, из нее формировали вертикально интегрированные компании, «Лукойл» была одной из первых, если не первой компанией. Вот так постепенно отрасль делили, сформировали частные компании.

Но спустя 20 лет мы смотрим, что их количество уменьшилось раза в два. Одна из когда-то мощнейших компаний «ЮКОС» фактически была национализирована, ее активы вернулись «Роснефти». Компания «Сибнефть» тоже стала подконтрольна государству через «Газпром». Т.е. в какой-то степени государство, во-первых, восстановило контроль над отраслью, во-вторых, количество этих компаний, нарезанных когда-то решением министерства, все-таки сократилось. Это набор случайностей или это объективный процесс, как вы считаете? И вот сейчас ТНК-ВР тоже фактически поглощается «Роснефтью», государственной компанией.

В. АЛЕКПЕРОВ: Каждый собственник вправе принимать решения по своей собственности: то ли он продает товар на рынке, то ли он продает компанию, которую создал. Т.е. ряд решений принимался по собственникам компаний. Решение по «Сибнефти» принималось собственником, ТНК-ВР – акционеры приняли решение продать компании.

Т. ЛЫСОВА: Они принимают решения от обстоятельств каких-то?

В. АЛЕКПЕРОВ: Я думаю, никого не подталкивали в ТНК-ВР. Там все-таки были крупные акционеры. И компания ВР – международная компания. Поэтому все-таки та цена, которая была предложена, акционеров устроила, и такую цену предложила «Роснефть». Поэтому здесь как раз процесс шел очень цивилизованно. Т.е. не было ни поглощений таких…

Т. ЛЫСОВА: Агрессивных вы имеете в виду.

В. АЛЕКПЕРОВ: Да. Это была реальная цена, за которую акционеры продали. Компания «Лукойл» не продается, потому что ни я, ни мои коллеги, которые являются крупными акционерами, не предлагают свои акции на рынок. Я не думаю, что такие шаги будут распространяться дальше, в том числе на нашу компанию. Я спокоен за будущее компании «Лукойл».

О. БЫЧКОВА: А почему?

В. АЛЕКПЕРОВ: Потому что компания «Лукойл», в том числе в виде меня как менеджера и крупного акционера, не продает свои акции, а только приобретает их.

Т. ЛЫСОВА: А насколько вы теперь себя уютно чувствуете в этом окружении компаний, которые постепенно, шаг за шагом становятся всё ближе и ближе к государству? А вы остаетесь, как были 20 лет назад, частной.

В. АЛЕКПЕРОВ: У меня есть уверенность в том, что и госкомпании сегодня – те заявления, которые делаются и правительством РФ, – они будут приватизироваться. Мы все слышим эти заявления. И это шаг за шагом делается, в том числе и ВР становится крупным акционеров компании «Роснефть». Т.е. методы цивилизованного ведения бизнеса, они будут соблюдены.

О. БЫЧКОВА: Спрашивает Дмитрий: «А почему у нас такой дорогой бензин? Не потому ли, что в нефтянке нет конкуренции?»

В. АЛЕКПЕРОВ: Конкуренция присутствует в нефтянке, потому что конкурентная среда создана, и мы достаточно жестко конкурируем. Во всех регионах нет одной компании. И налоговое законодательство сегодня жестко контролирует.

О. БЫЧКОВА: А бензин дорогой.

В. АЛЕКПЕРОВ: В стоимость нашего бензина достаточно существенно присутствуют затраты и налоговые составляющие. Сегодня рентабельность продажи бензина на заправочной станции колеблется от 13 до 14%.

О. БЫЧКОВА: Это мало.

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы считаем, что это мало. Потому что сегодня средняя рентабельность нефтяной компании, такой как наша, колеблется от 14 до 16%. Проекты, которые сегодня компания реализует за пределами России, проекты, связанные с разделом продукции, там рентабельность наша колеблется от 15 до 19%. Это та норма рентабельности, которая позволяет реинвестировать средства, полученные от наших проектов. Потому что стоимость денег достаточно высокая, и поэтому у наших проектов достаточно длительный период окупаемости, у нас от 7 до 15 лет окупаемость проекта. Поэтому эта рентабельность за пределами России, она гораздо выше, чем на территории РФ. Поэтому в стоимости бензина, конечно, существенно присутствует налоговая нагрузка. И последние годы правительством принято решение об увеличении акцизов. Т.е. и с 1 января увеличена акцизная нагрузка на бензин и на дизельное топливо более чем на 2 рубля. С 1 июля еще будет повышена акцизная составляющая. Поэтому, конечно, это всё должно учитываться в цене.

О. БЫЧКОВА: Вы нам показывали схему, там 55% в цене бензина – это налоги.

В. АЛЕКПЕРОВ: Да, налоги.

О. БЫЧКОВА: Если сравнить с другими странами, то это как?

В. АЛЕКПЕРОВ: В Европе сегодня даже выше акцизная составляющая, поэтому в Европе сегодня почти 1 евро 80 стоит литр 95-го бензина, почти в два с половиной раза выше, чем на территории России. Потому что налоговая нагрузка гораздо выше. В Америке ниже нагрузка, там нет акцизной составляющей. Поэтому сегодня наша цена практически коррелирует с ценой на американском рынке. Хотя они сегодня являются импортерами нефти, пока являются импортерами нефти. Сегодня эта налоговая нагрузка, она существенная. Но это, наверное, те объективные причины, которые требуют для того, чтобы налоговая составляющая была рачительно перераспределена в обществе на те социальные нужды, в том числе инфраструктурные, которые сегодня правительство реализует.

О. БЫЧКОВА: Знаете, еще о чем спрашивают? И меня тоже это всегда удивляет, когда я подъезжаю к заправкам. Спрашивает komipermyk: «Подскажите нам калькуляцию стоимости одного литра дизельного топлива на ваших заправках». И все интересуются, почему дизель стоит сейчас дороже, чем даже 95-й бензин, хотя раньше было наоборот.

В. АЛЕКПЕРОВ: Такая ситуация сложилась и на европейском рынке. Потому что дизельное топливо, особенно в зимний период времени, оно другого качества. Сегодня это дизельное топливо по стандартам «евро-5», в нем большое составляющее так называемой керосиновой фракции, что не даем ему замерзать сегодня в зимний период при наших низких температурах. Поэтому качество зимнего топлива сегодня в составляющей от тонны нефти гораздо меньше, чем даже в составляющей бензина производится.

Т. ЛЫСОВА: Вагит Юсуфович, я, извините, с вами поспорю. Потому что если бы проблема высокой цены топлива была бы только в налогах, наверное, Федеральная антимонопольная служба не открывала бы антимонопольные дела против нефтяных компаний, которые, если не ошибаюсь, были в прошлом, в позапрошлом годах. В общем, в последнее время было две волны антимонопольных дел против крупных компаний, которые завершились мировым соглашением, компании все-таки выплатили штрафы. Это говорит о том, что были все-таки нарушения на рынке, связанные с завышением цен.

В. АЛЕКПЕРОВ: Я считаю, что сегодня можно трактовать по-разному. Что такое коллективное доминирование на рынке? Что такое рынок присутствия? Сегодня, к сожалению, в нашем антимонопольном законодательстве не определены четкие границы присутствия на рынке. Это область, это город, это федеральный округ или страна в целом? поэтому сегодня через административные рычаги давления, конечно, можно установить любую цену. Но есть экономическая составляющая, есть так называемая реальная цена на производство продукта, налоговая составляющая и составляющая на транспортную логистику. Все эти составляющие надо учитывать.

Сегодня мы свою калькуляцию полностью раскрываем перед Министерством энергетики и антимонопольным комитетом. Сегодня то, что коррелируется цена, она сегодня не выходит за рамки той инфляции и того индекса цен, который формируется не территории России. Если бы она вышла, антимонопольная служба нас снова начала бы штрафовать за превышение той цены. Поэтому я уверен, что сегодня мы работаем прозрачно, по понятным правилам и нас четко контролируют.

О. БЫЧКОВА: Еще группа вопросов, задам один из них, от болельщиков, спрашивает Алек: «Простите за неприятный вопрос, – почему неприятный? – Не надоело ли «Лукойлу» спонсировать «Спартак»? Или это так называемая соцнагрузка?» И про стадион заодно расскажите.

В. АЛЕКПЕРОВ: Нет, не надоело. Потому что «Лукойл» является генеральным спонсором «Спартака». Строится стадион. Мы надеемся, что в 2014 году этот стадион будет завершен. «Лукойл» спонсирует «Спартак» — это один из небольших элементов нашей спонсорской деятельности. Мы сегодня являемся генеральными спонсорами лыжной сборной РФ, которая очень успешно выступает. Мы являемся генеральными спонсорами хоккейного клуба в Нижнем Новгороде, водного поло в Волгограде, гандбола в Астрахани, волейбольной женской команды в Краснодаре, волейбольной мужской команды в Калининграде и прочее, прочее. Т.е. мы достаточно большие средства тратим на поддержку спорта. И это не административный нажим на нас, это так называемое наше участие в тех региональных программах, где мы присутствуем. Там же есть и культура, здравоохранение и отношение к детям, которые сегодня остались без родителей, 12 детских домов, уже более десяти лет компания ведет свою деятельность.

О. БЫЧКОВА: А можно посчитать, какая часть приходится на такого рода непрофильные сферы?

Т. ЛЫСОВА: Хотя бы примерно.

В. АЛЕКПЕРОВ: Можно. Благотворительный фонд на эти программы в год – это 400 млн., а прямые вопросы, связанные с поддержкой спорта, здравоохранения и культуры составляют около 6 миллиардов рублей.

О. БЫЧКОВА: Тут froggi пишет одно маленькое замечание: «Летом дизель не замерзает, а всё равно дороже. Лукавите».

В. АЛЕКПЕРОВ: Летнее дизельное топливо дешевле, чем зимнее.

О. БЫЧКОВА: Наверное, еще про новые технологии нужно вас спросить, и новые источники энергии, чтобы как-то закруглить эту тему. Слушатель через Интернет (со смайликом, правда) посылает вопрос: «Есть ли у вас электрозаправки?»

Т. ЛЫСОВА: Я сразу бы хотела добавить. Вы в начале передачи говорили, что «Лукойл» занимается в том числе и ветровой, и солнечной энергией. Можно поподробнее узнать масштабы этой деятельности, направления? В чем вы видите будущее?

О. БЫЧКОВА: И зачем вам это нужно.

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы сегодня уже энергетическая компания. Мы не нефтяная, не газовая. Мы сегодня производим около 5 гигаватт электроэнергии. Т.е. мы вошли в энергетический бизнес. Поэтому сегодня мы ведем работы по альтернативной энергии. Это не только опытно-промышленная работа. Мы набираем те технологии, которые завтра применим на территории нашей страны. Мы пустили солнечную станцию в Болгарии, мы пустили две ветровые станции в Румынии. Мы работаем над третьей станцией. Там, где приняты законы, стимулирующие развитие альтернативной энергии.

О. БЫЧКОВА: Это не Россия.

В. АЛЕКПЕРОВ: В Евросоюзе приняты законы, которые сегодня позволяют экономически эффективно вести бизнес, связанный с альтернативной энергией. В нашей стране сегодня альтернативной энергии сложно конкурировать с традиционными видами топлива, потому что цена газа низкая, сегодня комплекс атомных электростанций достаточно существенно присутствует на территории РФ. Поэтому этот опыт, который мы набираем сейчас, завтра, при изменении законодательства, мы просто зеркально перенесем на территорию нашей страны.

О. БЫЧКОВА: Простите, пожалуйста, а почему завтра вдруг должно измениться законодательство на эту тему?

В. АЛЕКПЕРОВ: По двум причинам. Потому что стоимость газа будет расти. Мы сегодня уже интегрированы в мировое энергетическое сообщество. Стоимость газа будет расти. Соответственно, стоимость электроэнергии будет расти. Соответственно, те технологии альтернативной энергии, которые разрабатываются, они будут уже конкурировать с традиционными источниками энергии. Мы будем готовы одними из первых и будем конкурентными на территории России в применении этих технологий.

О. БЫЧКОВА: Вы думаете, когда это может произойти? Горизонт какой?

В. АЛЕКПЕРОВ: У нас все-таки индексацию тарифов идет директивно. Я думаю, что через 7-10 лет мы сможем быть конкурентными.

Т. ЛЫСОВА: Я боюсь ошибиться, но, насколько я помню, внутренние цены на газ должны сравняться с внешними к 15-му году.

В. АЛЕКПЕРОВ: Это уже отложили. Поэтому, я думаю, через 7-10 лет мы можем уже быть конкурентными с нашей альтернативной энергией.

О. БЫЧКОВА: Т.е. через 7-10 лет Россия окажется в положении сегодняшней Европы, например, когда нужно будет сильно задумываться об источниках энергии.

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы вступили в ВТО, у нас есть период времени для адаптации к этой жесткой конкуренции. Я уверен, что наша промышленность и мы будем подготовлены к этому периоду времени.

Т. ЛЫСОВА: Скажите, пожалуйста, а вот этот бум с биотопливом, который случился 3-4 года назад, тоже с подачи США, потому что там приняли законы или программы, сильно стимулирующие производство этого вида топлива… Я очень хорошо помню, как это сказалось, например, на рынке минеральных удобрений. Но не помню, сказалось ли это заметно именно на топливном рынке. Вы, как специалист, как оцениваете будущее этого вида топлива и влияние его? И ваша компания занимается ли этим?

В. АЛЕКПЕРОВ: Биотопливо, конечно, сегодня может применяться локально, в тех странах, где есть избыток производства какого-то вида органического продукта.

Т. ЛЫСОВА: Кукуруза, тростник.

В. АЛЕКПЕРОВ: Это тростник, да. Но, как правило, это начинает резко влиять на стоимость этого продукта. В Америке резко подорожала кукуруза. Очень много заводов, которые были построены, они сегодня остановлены, потому что цена на кукурузу возросла так, что биотопливо стало неконкурентным. Поэтому как топливо оно имеет право присутствовать, но на локальных рынках, которые обеспечивать не глобальный энергетический бизнес, а только локальный.

О. БЫЧКОВА: Т.е. такого большого будущего вы не видите за этим?

В. АЛЕКПЕРОВ: Да. Потому что прямая связь, как правило, с органическими продуктами. Поэтому я считаю, что это сегодня большой перспективы для глобального рынка не имеет. Хотя Бразилия производит большое количество биотоплива из сахарного тростника.

О. БЫЧКОВА: Для себя.

В. АЛЕКПЕРОВ: Она и экспортировала. Эти объемы колеблются от цены на сахарный тростник.

О. БЫЧКОВА: Спрашивает Роман из Чикаго, наш постоянный слушатель: «По какой причине в Чикаго нет заправок «Лукойла», а в Филадельфии есть?» Когда вы формируете стратегии и тактики в других странах, это с чем связано?

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы, как правило, формирует логистику, доставку нашего продукта на рынок, который сегодня может быть экономически эффективен. В свое время мы поставляли большое количество бензина на американский рынок. Это было восточное побережье США, от Бостона до Филадельфии. Вот там мы и развили сеть. И наш продукт конкурировал на американском рынке. К сожалению, сегодня, наоборот, тенденция пошла уже – низкая стоимость электроэнергии, низкая стоимость нефти на американском рынке уже подталкивают американских производителей, наоборот, экспортировать продукты на европейский рынок.

Поэтому мы сегодня на американском рынке присутствуем нашими станциями и пользуемся продуктом, произведенном на американском рынке. И мы не расширяем там свою сеть. В Европе такая же тенденция: логистика доставки с территории России и с наших заводов в Европе, мы расширяем или создаем свою сеть. Потому что мы считаем, что особенно европейский рынок будет очень конкурентным. И кто сегодня создаст проекты, связанные с конечном покупателем, тот и будет конкурентен на европейском рынке.

О. БЫЧКОВА: Ринат спрашивает по поводу того, что «Лукойл» активно наращивает свое присутствие за рубежом: «Считаете ли вы заграничную компоненту бизнеса приоритетной по сравнению с внутрироссийской?»

В. АЛЕКПЕРОВ: Нет. У нас сегодня около 68% инвестиций идут на территории России. Только в последние годы мы увеличили более 30% инвестиций, это связано с нашими крупнейшими проектами, это Ирак и Центральная Азия, где мы сегодня реализуем крупнейшие проекты, которые должны вступить в эксплуатацию в 2014-2016 гг.

Т. ЛЫСОВА: А если говорить о выручке, какая пропорция между российским бизнесом и зарубежным?

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы сегодня где-то 18% прибыли получаем от зарубежных проектов. Но практически она вся реинвестируется сегодня в развитие наших проектов за рубежом.

О. БЫЧКОВА: Самое последнее спрашиваем вас. Слушатель sard спрашивает: «Профессионально вы состоялись и вполне обеспечены. А дальше что? Так и будете до конца жизни?»

В. АЛЕКПЕРОВ: Я всегда был нефтяником. Я все эти годы другой специальности не имел. И мой сын пошел по моим стопам, он тоже окончил Московский институт Губкина.

Т. ЛЫСОВА: Я как раз хотела спросить, готовите ли вы уже сына?

В. АЛЕКПЕРОВ: Он сейчас работает на месторождениях в Западной Сибири. Я хочу, чтобы он этот путь прошел. И я не готовлю его как замену себе. У него другая судьба может быть. Я посвятил себя одному виду бизнеса, а он может посвятить себя другому. Но пройти путь он должен, он должен видеть, как люди работают на месторождениях. Он был и рабочим, сейчас технологом. Он этот путь пройдет, а дальше пускай выбирает свою судьбу сам. Но я уже позаботился о том, что мой пакет акций, даже если, не дай бог, я уйду из этой жизни, он останется неделимым, он останется для того, чтобы стабильность компании обеспечить на долгие годы, и мой сын не будет иметь права его расщеплять и продавать.

Т. ЛЫСОВА: Он останется в вашей семье, но неделимый.

В. АЛЕКПЕРОВ: Да.

О. БЫЧКОВА: Спасибо большое. Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл», был гостем программы «Большой дозор».

В. АЛЕКПЕРОВ: Спасибо.

— — — — — —
Основные моменты

I) Сегодня технологии и экономические стимулы, они идут рядом друг с другом. В США сегодня эффективно добывать нефть и две тонны, и полторы тонны. К сожалению, налоговая система в нашей стране не стимулирует так называемую добычу нефти из сложнопостроенных месторождений, с остаточными, незначительными запасами. Сейчас внесены ряд законов, которые позволяют нам экономически эффективно работать с тяжелой нефтью, в частности, мы работаем и добываем нефть шахтным методом в республике Коми. Ведь то, что мы называем революция сланцевой нефти, сланцевого газа произошла по двум причинам. Были экономические стимулы и были применены новые технологии, которые позволили из камня добывать жидкость и добывать газ. Россия сегодня имеет технологии. Но, к сожалению, наши законы сегодня не стимулируют очень часто внедрение этих технологий. Поэтому пакет документов, который подготовлен, если он сегодня будет принят, я уверен, что уровень 500 миллионов, который сегодня мы достигли, мы его продержим достаточно долго.

II) В Саудовской Аравии мы открыли нефть на глубине 5 тысяч метров, но в сложнопостроенных горно-геологических условиях.

III) А потому что экономическая эффективность должна быть. Наша рентабельность сегодня – это 15% на вложенный капитал.

IV) Мы все-таки работали долгие годы на легкой нефти, на традиционных месторождениях, на месторождениях, которые были просто построены, и эти запасы мы эксплуатируем. Сегодня мы подступаемся к тому, что запасы легкой нефти, они заканчиваются. В будущем мы будем работать на трех видах запасов нефти. Это морские месторождения, сложнопостроенные и в суровых условиях, это глубоко погруженные месторождения и это низкопродуктивные месторождения, это те же самые сланцевые месторождения.

V) В среднем от принятия решения по геологоразведке до ввода месторождения в эксплуатацию проходит 15 лет. Мы должны сегодня уже готовить провинции, для того чтобы мы могли на них работать и получать продукцию через 15 лет.

VI) Сложно все-таки изолировать камень на глубине три тысячи метров. Сегодня во многих регионах США тоже, когда воду открываешь, там бывают периодические вспышки природного газа. Этот факт присутствует, его надо сегодня учитывать. Все-таки население должно быть ограждено от того блуждающего газа, который может возникнуть при разработке этих месторождений.

VII)

Т. ЛЫСОВА: Вот эта тема сланцевой нефти и сланцевого газа, она звучала на Всемирном экономическом форуме, где обсуждались сценарии для России, подготовленные к форуму. Вы тоже были на пленарной сессии, где эти сценарии обсуждались. Но чуть раньше в тот же день они обсуждались на закрытом завтраке, и там довольно много внимания уделялось именно реальности одного из сценариев, довольно пессимистичного, когда цены не нефть резко снижаются и надолго остаются на низком уровне, что приводит к серьезному дисбалансу нашего бюджета и вообще российской экономики.

Мы обсуждали это с президентом «Новатэка», он сказал, что, на его взгляд, сильно переоценена эта угроза падения цен на нефть и влияния этого фактора сланцевого газа. Вы, как профессиональный нефтяник, уже много лет возглавляющий нефтяную компанию и следящий за поведением этих нефтяных цен, как вы считаете, насколько реален такой нехороший сценарий с ценой?

В. АЛЕКПЕРОВ: Весь прирост производства нефти будет складываться из нескольких составляющих. В первую очередь это, конечно, будет складываться из тех новых открытий, которые могут быть сделаны, потому что запасы, которые известны, они уже известны, они заложены уже в цене нефти, и производство заложено в цене нефти. Сегодня перспективные запасы нефти остались на глубоководном шельфе мирового океана. И сегодня уже идет бурение на глубине 3 тысячи метров. Наша компания в Западной Африке бурит скважины глубиной 2 километра, 2,5 километра. Представляете себе, ниточка, на 2 километра глубина воды, бурится скважина с глубиной еще 4-5 тысяч метров.

О. БЫЧКОВА: А в Сибири сколько метров глубина?

В. АЛЕКПЕРОВ: от 3 до 4,5 тысяч. Т.е. сегодня цена производства такой нефти, конечно, стоит денег. Поэтому экономика этих проектов, она не выдержит резкого падения и долгосрочного падения. Пики могут быть, но долгосрочное падение приведет к тому, что будет ограничен объем производства.

Т. ЛЫСОВА: И цена сразу же вырастет.

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы видели катастрофический кризис 2008 года, мы видели цену нефти 125, мы видели 30. Мы тут же видим сегодня 116. Т.е Т.е. короткая пика была, но она была очень быстро пройдена, потому что резко сократились объемы производства. Поэтому мы считаем, что сегодняшняя объективная цена – это между 100 долларами и 120 долларами, — в среднесрочном периоде она сохранится

— — — —
Потому что началась частная нефтяная отрасль России в постсоветское время с того, что Миннефтегаз разделили, выделили концерн «Газпром» и потом нефтяную отрасль, из нее формировали вертикально интегрированные компании, «Лукойл» была одной из первых, если не первой компанией. Вот так постепенно отрасль делили, сформировали частные компании.

Но спустя 20 лет мы смотрим, что их количество уменьшилось раза в два. Одна из когда-то мощнейших компаний «ЮКОС» фактически была национализирована, ее активы вернулись «Роснефти». Компания «Сибнефть» тоже стала подконтрольна государству через «Газпром». Т.е. в какой-то степени государство, во-первых, восстановило контроль над отраслью, во-вторых, количество этих компаний, нарезанных когда-то решением министерства, все-таки сократилось. И вот сейчас ТНК-ВР тоже фактически поглощается «Роснефтью», государственной компанией.
— — — —

VIII) Cегодня средняя рентабельность нефтяной компании, такой как наша, колеблется от 14 до 16%. Проекты, которые сегодня компания реализует за пределами России, проекты, связанные с разделом продукции, там рентабельность наша колеблется от 15 до 19%. Это та норма рентабельности, которая позволяет реинвестировать средства, полученные от наших проектов. Потому что стоимость денег достаточно высокая, и поэтому у наших проектов достаточно длительный период окупаемости, у нас от 7 до 15 лет окупаемость проекта. Поэтому эта рентабельность за пределами России, она гораздо выше, чем на территории РФ.

IX) В стоимости бензина, конечно, существенно присутствует налоговая нагрузка. И последние годы правительством принято решение об увеличении акцизов. Т.е. и с 1 января увеличена акцизная нагрузка на бензин и на дизельное топливо более чем на 2 рубля. С 1 июля еще будет повышена акцизная составляющая. Поэтому, конечно, это всё должно учитываться в цене.
55% в цене бензина – это налоги.

X) Т. ЛЫСОВА: Скажите, пожалуйста, а вот этот бум с биотопливом, который случился 3-4 года назад, тоже с подачи США, потому что там приняли законы или программы, сильно стимулирующие производство этого вида топлива… Я очень хорошо помню, как это сказалось, например, на рынке минеральных удобрений.

В. АЛЕКПЕРОВ: Биотопливо, конечно, сегодня может применяться локально, в тех странах, где есть избыток производства какого-то вида органического продукта.
Т. ЛЫСОВА: Кукуруза, тростник.
В. АЛЕКПЕРОВ: Это тростник, да. Но, как правило, это начинает резко влиять на стоимость этого продукта. В Америке резко подорожала кукуруза. Очень много заводов, которые были построены, они сегодня остановлены, потому что цена на кукурузу возросла так, что биотопливо стало неконкурентным. Поэтому как топливо оно имеет право присутствовать, но на локальных рынках, которые обеспечивать не глобальный энергетический бизнес, а только локальный.
О. БЫЧКОВА: Т.е. такого большого будущего вы не видите за этим?
В. АЛЕКПЕРОВ: Да. Потому что прямая связь, как правило, с органическими продуктами. Поэтому я считаю, что это сегодня большой перспективы для глобального рынка не имеет. Хотя Бразилия производит большое количество биотоплива из сахарного тростника.
О. БЫЧКОВА: Для себя.
В. АЛЕКПЕРОВ: Она и экспортировала. Эти объемы колеблются от цены на сахарный тростник.

XI) У нас сегодня около 68% инвестиций идут на территории России. Только в последние годы мы увеличили более 30% инвестиций, это связано с нашими крупнейшими проектами, это Ирак и Центральная Азия, где мы сегодня реализуем крупнейшие проекты, которые должны вступить в эксплуатацию в 2014-2016 гг.
Т. ЛЫСОВА: А если говорить о выручке, какая пропорция между российским бизнесом и зарубежным?
В. АЛЕКПЕРОВ: Мы сегодня где-то 18% прибыли получаем от зарубежных проектов. Но практически она вся реинвестируется сегодня в развитие наших проектов за рубежом.

Интервью В.Алекперова «Эхо Москвы».1

http://echo.msk.ru/programs/dozor/1003442-echo/#element-text

О. БЫЧКОВА: Добрый вечер. Добрый день. Это программа «Большой дозор». У микрофона Ольга Бычкова и Татьяна Лысова, главный редактор газеты «Ведомости». Добрый вечер тебе.

Т. ЛЫСОВА: Добрый вечер.

О. БЫЧКОВА: Наш гость Вагит Алекперов – президент компании «Лукойл». Добрый вечер, Вагит Юсуфович. У нас много сегодня разных вопросов. Сразу хочу начать с вашей важной публикации в «Российской газете» под названием «Нефть и патриотизм», где вы описываете настоящее и будущее российское отставание, с точки зрения развития технологий, необходимости технологического прорыва, в том числе связанного с добывающей отраслью. Очень странно читать такой текст за авторством руководителя российской нефтяной компании.

Сразу хочу вас спросить вот о чем. Вот Россия отстает, вот Россия не берется за ум, вот у нас с технологиями и с изменением этой ситуации происходит то, что происходит сейчас. В это время США очень активизировались в этом секторе, другие страны активизируются в технологиях и вообще в изменении отношения к нефти и газу: сланцевый газ и сланцевая нефть по всему миру. Что будет? Какой будет картина мира и когда, через сколько, если Россия останется в том состоянии, в котором мы сейчас ее видим?

В. АЛЕКПЕРОВ: Россия сегодня обладает теми технологиями, которые необходимы для того, чтобы производить нефть в необходимых объемах. Сегодня технологии и экономические стимулы, они идут рядом друг с другом. В США сегодня эффективно добывать нефть и две тонны, и полторы тонны. К сожалению, налоговая система в нашей стране не стимулирует так называемую добычу нефти из сложнопостроенных месторождений, с остаточными, незначительными запасами.

Сегодня мы принимаем меры, для того чтобы законодательство стимулировало. Сейчас внесены ряд законов, которые позволяют нам экономически эффективно работать с тяжелой нефтью, в частности, мы работаем и добываем нефть шахтным методом в республике Коми, т.е. из шахты добывается нефть.

Т. ЛЫСОВА: Это как?

В. АЛЕКПЕРОВ: Бурятся горизонтальные скважины, и из шахты нефть поднимается вверх. Она вязкая, она не текущая, но она хорошего качества.

О. БЫЧКОВА: Т.е. та нефть, которая всё глубже и глубже залегает.

В. АЛЕКПЕРОВ: Которая залегает на поверхности, но которая не имеет так называемого растворенного газа, которая не имеет способности двигаться по пласту. Мы сегодня внести закон, который будет стимулировать разработку низкопродуктивных, малорентабельных месторождений. У нас в стране есть огромные запасы — это баженовская свита в Западной Сибири, это доманик, пласт в Пермском регионе, – но которые так же, как и сланцевая нефть, они в очень твердых породах, и для них необходимы колоссальные затраты. Ведь то, что мы называем революция сланцевой нефти, сланцевого газа произошла по двум причинам. Были экономические стимулы и были применены новые технологии, которые позволили из камня добывать жидкость и добывать газ.

О. БЫЧКОВА: Мы вам про это спросим, если можно, чуть позже более подробно, про сланцевую нефть и про сланцевый газ. Меняющийся мир, и мир без нефти и газа даже, или мир без привычных сегодня добывающих гигантов, стран, которые держат монополии в мире, и так далее.

В. АЛЕКПЕРОВ: Человечество никогда не стояло на месте. Я уже неоднократно повторял, что каменный век закончился, не потому что камни закончились, а потому что появились новые технологии, новый инструментарий появился. И век углеводородов закончится рано или поздно. Человечество постоянно стремится к обновлению и к обеспечению себя энергией. Появились альтернативные источники — мы также сегодня активно работаем, – и ветряная энергия, и солнечная энергия.

Поэтому я глубоко убежден, что запасов нефти хватит на долгие годы. Я не был бы профессионалом, если бы сомневался в этом. Нужны новые технологии. И сегодня они нарабатываются и разрабатываются. Мы работаем сегодня в 42 странах, и работаем в очень сложных условиях. В Саудовской Аравии мы открыли нефть на глубине 5 тысяч метров, но в сложнопостроенных горно-геологических условиях. Поэтому я уверен, что нефти и газа хватит на долгие-долгие годы. Но мы всё равно должны стремиться, думать о том, а что будет, когда истощатся эти запасы.

О. БЫЧКОВА: Так Россия передовая или Россия отстающая?

В. АЛЕКПЕРОВ: Россия сегодня имеет технологии. Но, к сожалению, наши законы сегодня не стимулируют очень часто внедрение этих технологий. Поэтому пакет документов, который подготовлен, если он сегодня будет принят, я уверен, что уровень 500 миллионов, который сегодня мы достигли, мы его продержим достаточно долго. Сегодня работа правительства, работа нефтяных и газовых компаний направлена на одно – создать экономический стимул. Наш потенциал сегодня – 3,5 тысячи научных работников в компании работают, они способны сегодня построить проект разработки любого месторождения. Но когда мы смотрим на их экономическую эффективность, конечно, мы откладываем эти проекты пока в дальний ящик.

О. БЫЧКОВА: А почему?

В. АЛЕКПЕРОВ: А потому что экономическая эффективность должна быть. Наша рентабельность сегодня – это 15% на вложенный капитал.

О. БЫЧКОВА: А почему мы откладываем проекты в дальний ящик, а американцы или кто-нибудь еще не откладывает?

В. АЛЕКПЕРОВ: Потому что есть законодательство. Мы все-таки работали долгие годы на легкой нефти, на традиционных месторождениях, на месторождениях, которые были просто построены, и эти запасы мы эксплуатируем. Сегодня мы подступаемся к тому, что запасы легкой нефти, они заканчиваются. В будущем мы будем работать на трех видах запасов нефти. Это морские месторождения, сложнопостроенные и в суровых условиях, это глубоко погруженные месторождения и это низкопродуктивные месторождения, это те же самые сланцевые месторождения.

Поэтому я уверен, если будут приняты эти законы, то технологический потенциал нашей страны, он даст возможность там работать. Ведь в мире всегда были две школы нефтяной промышленности – это американская и советская. Половина мира работала по советским технологиям, половина работала по технологиям американским. Но эти две школы, они существовали, и они были достаточно конкурентные. Поэтому я уверен, что будущее наше на первых порах – это создание экономических стимулов и вовлечение уже наработанных технологий и привлечение новых для их разработки. Поэтому я не вижу катастрофической ситуации в будущем. И сегодня в моей статьей говорится об одном — что нужно сегодня создавать стимулы, для того чтобы всё лучшее применялось на нашей территории, на территории нашей страны.

О. БЫЧКОВА: Но тон тревожный у ваших выступлений, не только этого.

В. АЛЕКПЕРОВ: Я профессионал, я возглавлял нефтяную промышленность Советского Союза. Мы каждые 15 лет готовили новые провинции. Азербайджан был, потом Урал, Поволжье, Коми республика, Западная Сибирь. Мы готовили Казахстан в свое время, но, к сожалению, это оказалось в другом государстве. Поэтому сегодня мы должны готовить новые провинции. Это и Арктическое море, это и Восточная Сибирь. Конечно, надо поднимать те резервы, которые у нас сегодня есть, это так называемые сложнопостроенные месторождения.

Т. ЛЫСОВА: По вашему прогнозу, насколько заранее нужно начинать эту подготовку новых провинций? То, о чем вы сейчас говорите, эта нефть может заместить уменьшающуюся добычу легкой нефти на текущих месторождениях через сколько лет? 10, 15, 20, 25?

В. АЛЕКПЕРОВ: В среднем от принятия решения по геологоразведке до ввода месторождения в эксплуатацию проходит 15 лет.

Т. ЛЫСОВА: Т.е. мы сейчас говорим о горизонте 15-20 лет.

В. АЛЕКПЕРОВ: Разумеется. Мы должны сегодня уже готовить провинции, для того чтобы мы могли на них работать и получать продукцию через 15 лет.

Т. ЛЫСОВА: Как, на ваш взгляд, мировой спрос на такое топливо, как нефть, через 15-20 лет будет на нынешнем уровне, выше, ниже?

В. АЛЕКПЕРОВ: Население мира растет. Наша миссия заключается в том, чтобы обеспечить энергией население нашей страны по разумным ценам. Эту миссию мы должны выполнять. Мы уверены, что рост населения приводит к тому, что сегодня вовлекается всё новое и новое количество потребителей. Еще миллиард человек на земле, которые не потребляют энергию вообще, даже лампочку не включают. И эти люди тоже вовлекаются. Это Индия, это Китай, это Юго-Восточная Азия, это Африка. Это сегодня будущие наши клиенты, о которых мы должны тоже думать. Количество клиентов наших растет.

О. БЫЧКОВА: Вы начали уже об этом говорить. Наши слушатели, очень многие из тех, кто прислал вопросы на сайт «Эха Москвы» Вагиту Алекперову, спрашивают, например Nitsahon: «Как вы оцениваете перспективы добычи сланцевой нефти и газа в США и в странах Европы?» Интересно, что про Россию они не спрашивают при этом.

В. АЛЕКПЕРОВ: А потому что в Америке сложилась уникальная ситуация. И сланцевая нефть, и сланцевый газ были известны всегда. В Советском Союзе был построен город Сланцы, где из сланцев производили смазочные материалы, углеводородные смазочные материалы. Известно, что сланец насыщен углеводородом. Горно-геологические условия Америки, малонаселенность территории, огромные возможности сервисных организаций и те технологии, которые наши коллеги — американские компании внедрили при добыче сланцевой нефти и сланцевого газа, конечно, они сегодня впечатляют. Запасы колоссальные. Да, это реальность сегодня, надо это учитывать в будущем, потому что этот продукт будет поступать на рынок в США. Мы тоже прогнозируем, что где-то к 17-му, к 20-му году Северная Америка обеспечит себя и нефтью, и газом.

О. БЫЧКОВА: К 17-му, к 20-му?

В. АЛЕКПЕРОВ: Северная Америка.

О. БЫЧКОВА: В том числе за счет сланца.

В. АЛЕКПЕРОВ: В основном за счет сланцевой нефти.

О. БЫЧКОВА: А Европа?

В. АЛЕКПЕРОВ: В Европе и в других странах мира это сложнее. И те геологические работы, которые проводились, они показывают, что сланцевые запасы не везде однородны, не везде есть возможность, в том числе из-за густонаселенных регионов, работать по этим технологиям. Потому что нужны тысячи скважин, не одна, не две, а тысячи скважин, которые должны производить этот продукт. Плюс насыщенность углеводородом сланца везде разная. Поэтому я считаю, что такой прорыв, как на территории США, может быть где-то в далекой перспективе на территории Китая. В Европе, конечно, будут экологические проблемы, которые возникнут. Они возникнут — все-таки мы разрываем камень, и дренирование газа на поверхность будет происходить. Поэтому это все-таки технологии для малонаселенных регионов.

О. БЫЧКОВА: Может быть, это вопрос времени. Сегодня так не получается, а завтра – мы же знаем, всё меняется очень быстро, — завтра получится.

В. АЛЕКПЕРОВ: Сложно все-таки изолировать камень на глубине три тысячи метров. Сегодня во многих регионах США тоже, когда воду открываешь, там бывают периодические вспышки природного газа. Этот факт присутствует, его надо сегодня учитывать. Все-таки население должно быть ограждено от того блуждающего газа, который может возникнуть при разработке этих месторождений.

О. БЫЧКОВА: Т.е. для российской нефтедобычи здесь угрозы нет. Или есть?

В. АЛЕКПЕРОВ: Для нас есть аналог сланцевой нефти – это баженовская свита в Западной Сибири, как я говорил. Это колоссальные запасы, которые требуют внедрения технологии. Вот мы сегодня делаем эксперименты: и внутрипластовое горение, чтобы парами газа уже вытеснить эту нефть, мы также сегодня бурим горизонтальные скважины. Компания имеет сегодня технологии, на Каспии применила, когда горизонтальный ствол до 7 километров, при полутора километрах вертикального ствола. Т.е. сегодня эти технологии применяемы, сегодня эксперименты проводятся. Мы должны получить результат, апробировать его, а потом уже говорить о возможности добычи нефти, экономически эффективной добычи, я подчеркиваю. Мы и сегодня добываем, получаем тонну, две тонны. Но экономически эффективная добыча нефти — это только совместно с правительством, для того чтобы экономические стимулы были внедрены.

О. БЫЧКОВА: К 17-му году, как американцы, не поспеем.

В. АЛЕКПЕРОВ: Зачем? У нас есть еще традиционная нефть, которую мы сегодня разрабатываем. Я думаю, мы будем самодостаточны и в нефти, и в газе. Я еще подчеркну. У «Газпрома» же сегодня вопрос стоит не в запасах нефти и газа, у него запасов хватает. Первичный вопрос для «Газпрома» сегодня – это рынки сбыта, сформировать рынки сбыта.

Т. ЛЫСОВА: Вот эта тема сланцевой нефти и сланцевого газа, она звучала на Всемирном экономическом форуме, где обсуждались сценарии для России, подготовленные к форуму. Вы тоже были на пленарной сессии, где эти сценарии обсуждались. Но чуть раньше в тот же день они обсуждались на закрытом завтраке, и там довольно много внимания уделялось именно реальности одного из сценариев, довольно пессимистичного, когда цены не нефть резко снижаются и надолго остаются на низком уровне, что приводит к серьезному дисбалансу нашего бюджета и вообще российской экономики.

Мы обсуждали это с президентом «Новатэка», он сказал, что, на его взгляд, сильно переоценена эта угроза падения цен на нефть и влияния этого фактора сланцевого газа. Вы, как профессиональный нефтяник, уже много лет возглавляющий нефтяную компанию и следящий за поведением этих нефтяных цен, как вы считаете, насколько реален такой нехороший сценарий с ценой?

В. АЛЕКПЕРОВ: Весь прирост производства нефти будет складываться из нескольких составляющих. В первую очередь это, конечно, будет складываться из тех новых открытий, которые могут быть сделаны, потому что запасы, которые известны, они уже известны, они заложены уже в цене нефти, и производство заложено в цене нефти. Сегодня перспективные запасы нефти остались на глубоководном шельфе мирового океана. И сегодня уже идет бурение на глубине 3 тысячи метров. Наша компания в Западной Африке бурит скважины глубиной 2 километра, 2,5 километра. Представляете себе, ниточка, на 2 километра глубина воды, бурится скважина с глубиной еще 4-5 тысяч метров.

О. БЫЧКОВА: А в Сибири сколько метров глубина?

В. АЛЕКПЕРОВ: от 3 до 4,5 тысяч. Т.е. сегодня цена производства такой нефти, конечно, стоит денег. Поэтому экономика этих проектов, она не выдержит резкого падения и долгосрочного падения. Пики могут быть, но долгосрочное падение приведет к тому, что будет ограничен объем производства.

Т. ЛЫСОВА: И цена сразу же вырастет.

В. АЛЕКПЕРОВ: Мы видели катастрофический кризис 2008 года, мы видели цену нефти 125, мы видели 30. Мы тут же видим сегодня 116. Т.е Т.е. короткая пика была, но она была очень быстро пройдена, потому что резко сократились объемы производства. Поэтому мы считаем, что сегодняшняя объективная цена – это между 100 долларами и 120 долларами, — в среднесрочном периоде она сохранится

Т. ЛЫСОВА: Я хотела бы перейти к теме, которую вы уже затронули, – разработка шельфовых месторождений арктического шельфа. В последние годы уже довольно много говорят о том, что у нас заканчиваются разведанные запасы легкой нефти и что будущее российской нефтяной промышленности на шельфе. Именно по этому поводу сейчас серьезная дискуссия в правительстве между нефтяными компаниями, в которой вы тоже активно участвуете, она касается того, какие именно компании допускать к разработке этих арктических шельфовых месторождений.

Был изменен закон, если я не ошибаюсь, в 2008 году, где появилось ограничение, что доступ к таким запасам имеют только государственные компании. Скажите, пожалуйста, почему эта точка зрения по-прежнему остается превалирующей? Почему на совещании, в котором вы тоже принимали участие, не были услышаны ваши предложения, какие-то компромиссные варианты? В чем этот зактык разделения между государственной компанией и негосударственной? Почему такие разные права? Какие аргументы?

В. АЛЕКПЕРОВ: Я достаточно длительный период высказываюсь о том, что закон 2008 года требует корректировки. Но пока закон существует, действует, мы его выполняем. Недра принадлежат государству, мы только эксплуатируем их, нам доверили разработку по тем документам, которые утверждает государство. Все наши проекты утверждаются государством. Я в принципе высказываюсь всегда против, когда в законе прописывают государственные и негосударственные компаниями. Мы все являемся национальными компаниями РФ, мы выполняем национальную миссию по разработке недр, которые принадлежат, как я уже говорил, государству.

Т. ЛЫСОВА: В этом какое-то недоверие чувствуется.

В. АЛЕКПЕРОВ: Арктический шельф, конечно, требует особого подхода. Есть доля логики у государственных компаний, что они более подконтрольны государству, потому что все-таки экологическая ранимость арктического шельфа, она существенна. Не дай бог, что-то там сегодня произойдет, это, конечно, будет катастрофа для региона.

Т. ЛЫСОВА: Скажите, пожалуйста, авария ВР, она повлияла на нашу государственную политику? Может быть, она произвела такое пугающее впечатление на наших руководителей?

В. АЛЕКПЕРОВ: Наше государство ужесточило экологические требования. И мы, работая сегодня на Каспии, конечно, выполняем все требования, которые предписывают нам. Они ужесточены. Поэтому я считаю, что в будущем, даже если будет лидирующая роль государственной компании, необходимо создание консорциумов, где все компании, российские юридические лица, зарегистрированные на территории РФ и являющиеся налогоплательщиками РФ, могли бы участвовать в этих проектах, совместно с государственными компаниями или доразрабатывать те месторождения, лицензии на которые сегодня не принадлежат государственной компании. Я уверен, что эта дискуссия идет, это обсуждается и на уровне комиссии при президенте РФ, и на уровне правительства РФ. Я уверен, что рано или поздно этот вопрос решится.

О. БЫЧКОВА: Но дискуссия идет не слишком долго?

В. АЛЕКПЕРОВ: Дискуссия идет давно. Не так просто решить вопрос. Потому что все-таки государственные компании заинтересованы в том, чтобы вся территория принадлежала им. Почему? Это естественно. Если бы у меня такие возможности были, я, как руководитель компании, тоже был бы заинтересован: чем больше у меня участков, чем больше у меня перспектива для работы, тем, конечно, и капитализация компании другая, и уверенность в своей деятельности другая. Потому что на большой период я был бы застрахован в своих инвестиционных программах. Конечно, их заинтересованность прямая.

О. БЫЧКОВА: Это несправедливо как-то по отношению к частным компаниям, которые, как ваша, например, ничуть не меньше, ничуть не менее масштабны, не хуже. Я не уверена, что, например, экологические требования государственными компаниями соблюдаются лучше, чем негосударственными.

В. АЛЕКПЕРОВ: Я надеюсь, что этот вопрос все-таки решится. Во всяком случае, такая дискуссия ведется. Я постоянно на этом вопросе заостряю внимание всех. Я уверен, что это решится. Потому что это будет направлено, конечно, в интересах нашего государства.

Т. ЛЫСОВА: Скажите, пожалуйста, все-таки какие волшебные аргументы используют ваши оппоненты? Они просто говорят – мы государственные, мы послушные, верьте нам, мы лучше, чем он, частник, который только хочет заработать, а мы вот хотим только всё ради страны? Как это звучит на этих совещаниях? Почему они выходят победителями? Мы видим только результат: они выходят и улыбаются – их послушали.

В. АЛЕКПЕРОВ: Государство считает, что через Совет директоров оно лучше управляет теми компаниями, где оно присутствует в Совете директоров.

О. БЫЧКОВА: Оно лучше управляет?

В. АЛЕКПЕРОВ: Я считаю, что сегодня судить об управляемости нельзя. Я ценю ту работу, которую делают мои коллеги, потому что они так же эффективно работают, как и мы.

О. БЫЧКОВА: Дипломатично. Ты получила ответ?

Т. ЛЫСОВА: Да.

О. БЫЧКОВА: Хорошо. Тогда мы делаем перерыв на несколько минут. У нас краткие новости и небольшая реклама. Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл», в программе «Большой дозор». У нас еще есть большое количество вопросов, которые сейчас идут в виде смс-ок и твиттов, на разные темы, не только нефтяные. Сразу после перерыва обратимся к ним.

НОВОСТИ

О. БЫЧКОВА: Мы продолжаем программу «Большой дозор». У микрофона Ольга Бычкова и Татьяна Лысова, главный редактор газеты «Ведомости». Наш гость — Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл». У меня вот эти обещанные вопросы. Все не успею задать, но хотя бы основные темы попытаюсь охватить. Должна вам сразу сказать, что очень много вопросов, которые не имеют отношения ни к нефти, ни к газу, ни к экономике вообще.

Т. ЛЫСОВА: Но к компании.

О. БЫЧКОВА: Да. Только один типичный вопрос, спрашивает agnostic: «Как поживает вице-президент «Лукойла» Барков? Его и вас совесть не мучает?» Это про трагическую историю на Ленинском проспекте.

В. АЛЕКПЕРОВ: Я так же, как и все граждане России, был потрясен этой трагедией, когда две молодые женщины погибли в автокатастрофе. Я не хочу судить, кто виноват, потому что следствие уже идет два года, неоднократно возвращались к этому вопросу, сейчас снова расследование идет. Следствие решит, кто виноват. Потому что Барков – пассажир машины. Конечно, если сегодня будет доказана вина водителя «Мерседеса», в котором находился мой вице-президент, то он должен нести ответственность. Со своей стороны друзья Баркова сделали то, что могли. Мы сделали грант, который позволяет Наде Сидельниковой до 2024 года ежемесячно получать 45 тысяч рублей и получить грант по совершеннолетию, для того чтобы она могла устроить свое будущее.

О. БЫЧКОВА: Грант – это деньги?

В. АЛЕКПЕРОВ: Да. И мы со своей стороны будем наблюдать за судьбой этой девочки. Конечно, окажем всяческое содействие, для того чтобы судьба у нее сложилась нормально. Факт кто виноват должно определить следствие. Еще раз говорю, что я был потрясен, как и все мы, этой трагедией. Что-то тут еще добавить от себя я не могу, потому что есть следствие, которое должно выявить виновника.

СРП по сланцевому газу на Украине

08.08.2012
Интервью с главой компании Shell в Украине Грэхемом Тайли было записано накануне 3 августа, когда Shell подала заявку на участие в тендере на разработку Скифского месторождения на Черноморском шельфе. Поэтому Тайли в своих оценках относительно дальнейших планов компании в Украине был очень осторожен и больше рассказывал о работе на Юзовском месторождении и особенностях добычи сланцевого газа.

Давайте сначала разберемся в понятиях. Деятельность Shell в Украине связана с разработкой потенциала газа уплотненных песчаников. Есть разные классификации так называемого нетрадиционного газа, который, кстати, по своему химическому составу ничем не отличается от традиционного. Это тот же природный газ.

Разница состоит лишь в способе его залегания в породе. Обычно выделяют три подтипа нетрадиционного газа, а именно сланцевый газ, газ уплотненных пород и метан угольных пластов. Общая черта этих ресурсов — газ содержится в очень плотной породе (в сланцах, уплотненных породах (например, песчаниках), угольных пластах). Поэтому для их разработки мы должны применять такие технологии, как гидроразрыв.

Сейчас Shell задействована в двух проектах в Украине. Они находятся в Харьковской и Донецкой областях. На этой карте можно увидеть два больших участка (рис. 1), на которых будет работать наша компания. Красным обозначены те лицензионные участки, разработка которых предусмотрена вместе с нашим партнером ГК «Укргаздобыча». В сентябре прошлого года мы переподписали договор о совместной деятельности и уже в этом году мы готовы начинать работы.

Желтым обозначен Юзовский лицензионный участок. В результате конкурса мы получили право подписания соглашения о разделе продукции по этому участку. Результаты конкурса были согласованы межведомственной комиссией, а также Кабинетом министров. Сейчас мы находимся в процессе переговоров о подписании того самого соглашения о распределении продукции. До его подписания никакие работы не начнутся.

Важно отметить и то, что мы считаем, что большинство газа в этих проектах находится не в сланцах, а в уплотненных песчаниках.

Главная разница между сланцевым газом и газом уплотненных песчаников в глубине. Скважины для добычи сланцевого газа имеют глубину 2-2,5 км. Если добывать газ из уплотненных песчаников, то нужно бурить скважины 4-6 км (рис. 2). Поэтому, когда мы говорим о влиянии технологии гидроразрыва на грунтовые воды, которые используются для питья или полива, то надо помнить, что между местом проведения гидроразрыва и грунтовыми водами находятся километры и километры непроницаемых пород.

Вы спросили об инвестициях. Если говорить о договоре о совместной деятельности, то мы обязались оплатить расходы до 200 млн долл. на этапе предварительной разведки. Сейчас мы готовимся к бурению своей первой скважины и занимаемся подготовкой бурового площадки. Финансовые обязательства по Юзовской области будут окончательно определены в соглашении о распределении продукции.

Общий объем инвестиций по каждому из этих двух проектов будет зависеть от успешности каждой фазы проекта.

Юзовский лицензионный участок, а также лицензионные участки, которые мы разрабатываем с «Укргаздобычей», находятся в геологическом бассейне Днепровско-Донецкой впадины. Несколько лет наши геологи занимались подробным изучением этой впадины и именно наша компания предложила вынести Юзовский участок на конкурс о распределении продукции. Одновременно мы заинтересованы в увеличении нашего присутствия в Украине, например, путем участия в проектах на шельфе Черного моря. Вы наверное слышали о том, что в 2006 г. мы участвовали в конкурсе по Прикерченскому участку.
http://www.rbc.ua/rus/interview/show/grehem-tayli-v-sluchae-polnomasshtabnoy-razrabotki-yuzovskogo-08082012104200

forbes.ua: Надра Юзовская
Своего сайта у компании «Надра Юзовская», конечно, нет 🙂

29.01.2013
Межведкомиссия по СРП в мае 2012 года определила победителями конкурса на разработку Юзовской площади (Харьковская и Донецкая облсти) компанию Shell, Олесской площади — Chevron.

Первоначально предполагалось, что соглашения с победителями конкурса будут подписаны в течение 120 календарных дней после объявления итогов конкурса, однако в середине сентября этот срок был продлен до 160 дней, а конце октября до 190 дней.

В освоение Юзовского участка, прогнозные ресурсы которого оцениваются в 4,054 трлн куб. м газа разных типов, на этапе геологического изучения планируется привлечь минимум 1,6 млрд грн инвестиций и 30 млрд грн на этапе промышленной разработки.

В освоение Олесского участка, прогнозные ресурсы которого оцениваются в 2,98 трлн куб. м сланцевого газа, на этапе геологического изучения планируется привлечь минимум 1,3 млрд грн инвестиций и 25 млрд грн на этапе промышленной разработки.

Доля государства при распределении прибыльной углеводородной продукции, добываемой в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) с Shell и ООО «Надра Юзовская» на Юзовской площади, будет составлять 31-60%.

Согласно проекту соглашения, доля государства будет корректироваться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в предыдущем периоде.

За подписание СРП Shell и «Надра Юзовская» перечислят государству бонус в размере $25 млн, при начале первой разработки – еще $50 млн, получении первого газа – еще $25 млн, при достижении пикового уровня добычи – $100 млн.

За получение спецразрешения на недропользование инвесторы заплатят государству $4 млн, за данные по участкам — $5 млн.

Кроме того, инвесторы обязаны ежегодно осуществлять социальные инвестиции в объеме $2 млн, а после начала первой разработки — $3 млн, или 0,5% годового бюджета.

Shell и «Надра Юзовская» обязаны ежегодно направлять $1,2 млн на подготовку персонала буровых и спонсировать целевые программы исследований в одном из украинских университетов на $0,3 млн. Инвесторы будут выделять по $2 млн в течение трех лет на создание «Украинского института газа нетрадиционных источников».
http://www.kommersant.ua/news/2115835

30.01.2013
Компания Shell получила беспрецедентные налоговые льготы для разработки месторождения сланцевого газа в Украине. Обнародованный вчера проект соглашения с компанией предполагает освобождение ее от уплаты налогов и сборов на общую сумму до $80 млн в год. Оппозиционные партии назвали договор опасным и намерены оспорить его в суде, однако юристы считают, что их шансы на победу невелики. Эксперты констатируют, что Shell удалось добиться условий работы, о которых инвесторы, работающие в Украине, могут только мечтать.

Вчера депутат Харьковского облсовета Иван Варченко («Батькивщина») обнародовал проект соглашения между Shell и «Надра Юзовская» по разработке Юзовского месторождения сланцевого газа. Согласно проекту, компания освобождается от целого ряда сборов и налогов: таможенного, экологического, сбора за специальное водопользование и на обязательное пенсионное страхование, платы за землю, рентной платы за добычу газа, целевой надбавки к действующему тарифу на газ. Инвестор также не будет уплачивать сборы, взимаемые при продаже иностранной валюты, с услуг мобильной связи, при покупке недвижимости.

Shell и «Надра Юзовская» при разработке Юзовской площади будут платить исключительно налог на прибыль, НДС и вносить плату за недропользование. Независимо от изменений украинского законодательства, ставка налога на прибыль для инвесторов проекта будет составлять 19%, а с 2014 года — 16%.

При этом проектом соглашения предусмотрены санкции к государству, в случае несвоевременного возврата НДС — пеня в размере 120% учетной ставки НБУ за каждый день просрочки. На инвестора не распространяется действие любых нормативных документов правительства Украины, органов местного самоуправления, если они ограничивают права инвестора. Проверки деятельности Shell и «Надра Юзовская» должны осуществляться одним госорганом и не чаще одного раза в три года, а их продолжительность не может превышать 10 дней.

Доля государства при распределении прибыльной углеводородной продукции, добываемой в рамках соглашения о разделе продукции, будет составлять 31-60%. Согласно документу, она будет корректироваться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в предыдущем периоде. За подписание соглашения о разделе продукции Shell и «Надра Юзовская» перечислят государству бонус в размере $25 млн. При начале первой разработки — еще $50 млн, получении первого газа — еще $25 млн, а при достижении пикового уровня добычи — $100 млн. За получение спецразрешения на недропользование инвесторы заплатят государству $4 млн, за данные по участкам — $5 млн.

Господин Варченко убежден, что документ несет ряд рисков для государства. «Опасность для интересов государства, бюджета и отдельных граждан может составлять право доступа к земельным участкам вне границ договорного участка. Кроме того, угрозу представляют пункты, согласно которым инвесторы имеют право ввозить и вывозить за пределы Украины товары без оплаты таможенных сборов»,— заявил господин Варченко.

Его поддержали и в партии «Свобода». «Принципиально мы поддерживаем добычу нефти и газа в Украине. Однако процесс создания совместной компании был крайне непрозрачным. Мы хотим, чтобы договоры обсуждались и чтобы местное население было защищено как в части экологических рисков, так и в экономическом отношении»,— отметил пресс-секретарь партии «Свобода», народный депутат Юрий Сиротюк.

Юрий Сиротюк отмечает, что до сих пор нет гарантий того, что газ будет поступать на внутренний рынок и его не станут экспортировать. «Если же он будет идти на экспорт, то смысла в соглашении вообще нет. Поэтому мы намерены оспорить этот договор в суде уже в ближайшее время»,— отметил он. О том, что нефтяные компании допустили ошибку, отказавшись обсуждать соглашение на общественных слушаниях, заявил в пятницу на Всемирном экономическом форуме в Давосе вице-премьер по ТЭК Юрий Бойко: «Они должны были провести работу с населением и объяснять, что это безопасно».

Партнер юридической фирмы «Правовые партнеры» Андрей Доманский скептически оценивает будущие иски «Свободы»: до сих пор ни одной политической силе не удавалось через суд расторгнуть договоры, подписанные Кабмином. «Проект договора соответствует украинскому законодательству, и Кабмин имеет полномочия подписывать такие соглашения»,— добавляет управляющий партнер юркомпании «Астерс» Алексей Дидковский.

В пресс-службе представительства Shell в Украине и Минэнерго вчера отказались от комментариев. Источник «Ъ» в компании заверил, что Украина получит до 60% добываемого газа, который намерена продавать исключительно на внутреннем рынке. Высокопоставленный источник «Ъ» в департаменте нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Минэнерго добавляет, что самой существенной из предоставленных льгот стала отмена налога на водопользование. «В добыче сланцевого газа используется технология гидроразрыва пластов, для чего необходимо очень много воды»,— говорит собеседник «Ъ». По его словам, исключенные рентные платежи компенсируются передаваемой государству продукцией. По его словам, объем налоговых послаблений не превысит $80 млн в год, тогда как в случае добычи даже 5 млрд кубометров газа на месторождении в год прогнозируемый доход государства составит более $690 млн.

Старший аналитик ИК Dragon Capital Денис Саква отмечает, что Shell удалось добиться условий работы, о которых мечтает любой западный и украинский инвестор. «Если бы такие условия ввели у нас еще в 2010 году, Украина уже стала бы для всех чистым экспортером газа»,— уверен директор Института энергетических исследований Дмитрий Марунич. Валерий Нестеров из Sberbank Investment Research отмечает, что в США цена сланцевого газа, когда его начинали добывать, составляла $8 за млн BTU (единица измерения энергии), а издержки были на уровне $2-3 за млн BTU (с учетом налогов). В Украине же только налоговые издержки на добычу сланцевого газа для Shell до введения льгот превышали $4 за млн BTU.
http://www.kommersant.ua/doc/2116126

30.01.2013
Shell на первом этапе инвестирует 410 млн долл. в разработку Юзовского месторождения. Об этом сегодня заявил министр энергетики и угольной промышленности Эдуард Ставицкий, передает корреспондент РБК-Украина. «Согласно договору, на первом этапе компания Shell обязалась выполнить геологическую разведку и инвестировать 410 млн долл., которые будут потрачены в ближайшие 3-5 лет», — сказал министр. По словам министра, правительство уже к 2015 г. ожидает получить первые результаты по Юзовскому участку.

«Первые результаты по инвестпрограмме мы ожидаем получить уже до 2015 г. По оптимистическому сценарию компании Shell, добыча на Юзовском участке будет составлять почти 20 млрд куб. м в год», — резюмировал Ставицкий.

Также Министерство энергетики и угольной промышленности в ближайшее время ожидает подписания двух договоров о разделе продукции — на Олесском месторождении и Скифской площади. «В ближайшее время должны быть подписаны еще два договоры о разделе продукции. Один из них — это Олесское месторождение Львовской и Ивано-Франковской областей, а также Скифская площадь шельфа Черного моря», — заявил Ставицкий.

анее министр экологии Украины Олег Проскуряков заявлял, что общие инвестиции Shell в Юзовское месторождение составят от 10 до 50 млрд долл.

Напомним, 24 января 2012 г. Украина и англо-голландский нефтегазовый концерн Royal Dutch Shell в Давосе подписали соглашение о распределении продукции (CРП) от добычи сланцевого газа на Юзовском месторождении в Харьковской и Донецкой областях.

По условиям соглашения, Shell освобождается от уплаты налогов и сборов на общую сумму до 80 млн долл. в год. Проектом соглашения предусмотрены санкции к государству, в случае несвоевременного возврата НДС — пеня в размере 120% учетной ставки НБУ за каждый день просрочки. На инвестора не распространяется действие любых нормативных документов правительства Украины, органов местного самоуправления, если они ограничивают права инвестора. Проверки деятельности Shell и «Надра Юзовская» должны осуществляться одним госорганом и не чаще одного раза в три года, а их продолжительность не может превышать 10 дней.

Также за подписание договора о разделе продукции на Юзовском месторождении Shell и «Надра Юзовская» перечислят в бюджет бонус в размере 25 млн долл., при начале первой разработки — еще 50 млн долл., получении первого газа — еще 25 млн долл., а при достижении пикового уровня добычи — 100 млн долл. Доля государства при разделении прибыльной углеводородной продукции, которая будет добываться в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) с Shell и «Надра Юзовская» на Юзовском участке будет составлять 31-60%. Доля государства будет изменяться в зависимости от затрат на добычу углеводородов в прошедшем периоде.

Прогнозные ресурсы Юзовского газового месторождения оцениваются в 2-4 трлн куб. м. газа. Это площадь сланцевого газа, в котором Украина видит альтернативу дорогостоящему российскому газу.

Если с добычей сланцевого газа на востоке Украины уже практически все решено, то аналогичные программы на западе притормозили в Ивано-Франковском и Львовском облсоветах. Оппозиционные партии, которые составляют там большинство, выступают против разработки сланцев в Украине из-за вреда такого производства для окружающей среды. Технология фрекинга, как правило, приводит к исключению больших земельных площадей с риском необратимой потери плодородных почв, к удалению значительных объемов воды (от 5 до 20 тыс. кубометров на одну скважину), а также к загрязнению водоносных горизонтов и потере подземных питьевых источников.

Сейчас Украина платит России около 430 долл. за 1 тыс. куб м газа, согласно газовым соглашениям 2009 г.
http://www.rbc.ua/rus/top/show/shell-v-blizhayshie-3-5-let-investiruet-410-mln-doll-v-yuzovskoe-30012013114200

— — — — — — — —
Все получили искомое
i/ Shell налоговые льготы
ii/ Chevron Скифское месторождение как компенсацию за возможные убытки на Олесской площади

Вполне вероятно, что по политическим мотивам Chevron и правительство Украины будут много говорить об успехах на Олесской площади, ведь убытки на Олесской площади будут компенсированы
прибылью на Скифском месторождении, если конечно западноукраинские власти не будут ставить палки в колеса.

Относительные успехи на Юзовской площади также ожидаемы, поскольку площадь расположена в пределах Днепровско-Донецкого НГБ достаточно хорошо изученного в советское время.