Архив меток: газ попутный

Фото: факел на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении в Якутии

http://pikabu.ru/story/_3866314
http://vk.com/id142521223?w=wall142521223_3519

— — —
12 Октябрь 2013 Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение http://iv-g.livejournal.com/951933.html

worldmap.harvard.edu: Worldwide natural gas flaring dataset


http://worldmap.harvard.edu/maps/4026

http://worldmap.harvard.edu/maps/search
Поиск карт по темам: oil, gas

Торговля газом: Газпром и Роснефть

«Роснефть» предложила прекратить реэкспорт среднеазиатского газа

«Роснефть» не в первый раз пытается влиять на деятельность «Газпрома». Вместе с «Новатэком» она добилась отмены экспортной монополии на СПГ. Теперь у компании другая идея. «При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа», — заявила «Коммерсанту» вице-президент «Роснефти» Влада Русакова. Она 29 лет проработала в «Газпроме». С апреля 2013 г. она курирует добычу газа в «Роснефти».

Прямые потери бюджета от невыплаты пошлин за среднеазиатский газ составляют около $3,5 млрд в год, писали эксперты энергетического центра бизнес-школы «Сколково». В 2013 г. монополия купила в Азии около 30 млрд куб. м по средней цене $275,8 за 1000 куб. м (см. график). В 2014 г. объемы будут такие же, считает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров.

Независимые производители не смогут сразу заместить весь среднеазиатский газ, говорит портфельный управляющий ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев. В 2013 г. «Новатэк» добыл 62,2 млрд куб. м. На 2014-2015 гг. компания подписала контракты на поставку почти всего добываемого компанией газа и уверена в заключении контрактов в подобных объемах до 2020 г., говорил в апреле 2013 г. совладелец компании Леонид Михельсон. К 2020 г. «Новатэк» планирует добывать свыше 100 млрд куб. м. «Роснефть» в 2013 г. добыла 38 млрд куб. м. На 2014 г. были законтрактованы поставки газа в объеме 34 млрд куб. м, на 2015 г. — 37 млрд куб. м газа, следует из презентации президента «Роснефти» Игоря Сечина для встречи с инвесторами в Лондоне в 2013 г. План компании на 2020 г. — 100 млрд куб. м, из которых 80 млрд куб. м уже законтрактовано. Независимые производители не наращивают добычу газа, пока у них нет доступа к трубе, отмечает партнер Greenwich Capital Лев Сныков.

При отказе от среднеазиатского газа «Газпром» сам будет наращивать добычу, полагают Нестеров и Вахрамеев. В 2013 г. монополия сократила добычу на 0,4% до 480,45 млрд куб. м. Но может ее нарастить: добычные мощности «Газпрома» составляют около 600 млрд куб. м в год, говорится в годовом отчете монополии. В июне предправления «Газпрома» Алексей Миллер говорил, что «Газпром» собирается заменить среднеазиатский газ российским. Поручений заняться этим вопросом пока не было, сказал федеральный чиновник.

Представители «Роснефти», «Газпрома», «Новатэка», Минэнерго не ответили на запрос.

Глава газового направления «Роснефти» Влада Русакова о монетизации добытого
Год назад независимые производители газа, включая «Роснефть», подорвали экспортную монополию «Газпрома», получив разрешение на поставки за рубеж сжиженного природного газа (СПГ). Сейчас на фоне избытка предложения газа в России конкуренция в отрасли обостряется. О планах «Роснефти» по газодобыче в Восточной Сибири и на Сахалине, о создании собственной газопереработки и о том, чем отличается работа в «Роснефти» и «Газпроме», рассказала «Ъ» руководитель газового направления, вице-президент «Роснефти» ВЛАДА РУСАКОВА.

— В последнее время «Роснефть» начала уделять огромное внимание развитию газового бизнеса. Компания уже добилась разрешения экспортировать СПГ. Вы бы хотели получить возможность экспорта и трубопроводного газа?
— Мы работаем в рамках законодательства и ищем для своих проектов способы, как эффективно монетизировать газ. Мы можем продавать СПГ, у нас есть разрешение. Когда принималось решение о либерализации экспорта СПГ, понятно было, что без такого экспорта никакие запасы газа на шельфе монетизировать невозможно. Сейчас на газовом рынке появились сильные независимые игроки, возможности по добыче превышают фактические объемы потребления. При этом транспортный тариф для независимых производителей сейчас превышает аналогичные тарифы в Европе и США. Нужен переход на единую ставку на транспортировку, нужна большая транспарентность тарифообразования. Сейчас независимые производители, по сути, оплачивают транспортные расходы «Газпрома».

— Почему вы хотите получить доступ к газопроводу «Сила Сибири», который будет строить «Газпром»?
— «Сила Сибири» — это газопровод, который строится под контракт на экспорт трубопроводного газа в Китай. На востоке страны внутренний рынок развивается очень медленно из-за отсутствия инфраструктуры. А у «Роснефти» на юге Восточной Сибири и в Якутии чуть больше 1 трлн кубометров запасов газа.

— Насколько мы понимаем, руководители «Роснефти» и «Газпрома» в присутствии министра энергетики достигли договоренности о том, что транссахалинский газопровод, построенный для проекта «Сахалин-2», должен перейти напрямую в собственность государства, поскольку по соглашению о разделе продукции затраты участникам проекта уже возмещены. Каков итог диалога двух компаний?
— Обсуждался не вопрос собственности, а вопрос доступа к трубопроводу, и принципиальная договоренность с «Газпромом» достигнута. А какой это будет механизм — строительство дополнительных компрессорных станций либо расширение трубы с помощью лупингов, это вопрос технического обоснования. Механизм будет определен позже, а принципиально, насколько я понимаю, возражений со стороны «Газпрома» нет. Во всяком случае, мы благодарим Алексея Борисовича Миллера за объективность.

— Не возникнет противоречия с проектом «Газпрома» по расширению его СПГ-завода?
— Технологически возможны оба проекта. Сечение существующей трубы предполагает определенные технические возможности, сейчас она построена так, чтобы можно было ее расширять за счет компрессорных станций. Можно дополнительно сделать лупинги, тогда мощность еще возрастет и будет достаточной и для нашего газа, и для газа «Газпрома» при строительстве третьей очереди его завода.

— А какие схемы сотрудничества с «Газпромом» по Сахалину обсуждались?
— «Роснефть» направила письмо с предложениями по сотрудничеству в «Газпром». Идея в том, чтобы совместно проработать эти проекты, посмотреть, как эффективнее для всех было бы сделать, но ответа пока еще не получили. «Роснефть» в любом случае сделает свой СПГ-проект на Сахалине. Даже если не получится договориться с «Газпромом» по транссахалинскому газопроводу, завод можно расположить в другом месте, что позволит реализовать проект.

— Концепцию СПГ-завода не будете пересматривать? Была объявлена мощность 5 млн тонн.
— Нет, не будем пересматривать. Уже выбраны основные технические решения, подготовлена и направлена на Сахалин декларация о намерениях, много что сделано. Планируется к середине 2015 года закончить FEED, по его результатам будем принимать инвестрешение. В таком случае завод может быть построен к концу 2018 года, чтобы запустить его в 2019 году.

— Расширение завода планируется?
— Да, у «Роснефти» есть на Сахалине участки под геологоразведку, и мы видим, что можем его расширить. Но это уже дальняя перспектива.

— А вопрос санкций и возможных ограничений, в том числе со стороны вашего партнера ExxonMobil, может ли это повлиять на строительство завода?
— Я не могу отвечать за Exxon, пока мы идем по графику.

— Есть ли понимание, как будет устроено финансирование завода, как вы будете привлекать проектное финансирование с учетом санкций?
— Мы смотрим бизнес-схему и находимся в обсуждениях с Exxon, как нам лучше сделать и саму бизнес-схему и как лучше отработать вопросы финансирования. Потому что там есть газ «Сахалина-1», а есть часть газа самой «Роснефти».

— Как, по вашему мнению, нужно развивать регулирование внутреннего рынка с точки зрения ценообразования, тарифов, спроса, доступа к газотранспортной системе?
— Когда в 2003 году утверждалась энергетическая стратегия РФ, планировалось, что независимые производители газа к 2020 году будут занимать 20% рынка, а сейчас у них на этом рынке уже 27%. Это совершенно новая ситуация, и, для того чтобы развитие шло и дальше, для работы на таком конкурентном рынке должны быть изменены условия. Нужно обеспечить предсказуемое развитие отрасли, чтобы не было таких ситуаций, как в 2007 году, когда не хватало газа, или, как сейчас, когда, наоборот, на рынке значительный избыток. Должен быть прозрачный регулируемый тариф, гибкий и свободный доступ к ГТС, что позволит обеспечить работу газовой биржи. Торги на бирже дадут нам какое-то представление о реальной цене газа. Вы знаете, что, когда первые торги на бирже были в 2007 году, биржевая цена оказалась на 57% выше, чем регулируемая цена. Конечно, сейчас такой ситуации не будет, потому что рынок другой, но в любом случае это будет уже рыночный показатель цены. При этом нужна независимая биржевая площадка, на которой будут торговаться реальные объемы газа.

Преференций не должно быть, у всех должны быть одинаковые условия для работы на рынке. И важно, чтобы потребители от всех производителей газа имели возможность получать гибкость поставок, поэтому должно быть государственное регулирование тарифов на хранение газа в подземных хранилищах. Кроме того, при таком избытке газа на рынке нужно все-таки этот пузырь убирать. При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной. Совершенно спокойно, учитывая, что у туркменского и в целом среднеазиатского газа уже есть возможности выхода в Китай, можно уже сейчас этот газ заместить. Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа, уплатив налоги и создав рабочие места. Концепция внутреннего рынка газа должна быть включена в новую генсхему развития газовой отрасли, и в решениях президентской комиссии по ТЭКу это записано.

— На ваш взгляд, нужно отменить законодательное ограничение, по которому объектами единой системы газоснабжения может владеть только «Газпром»? «Роснефть» хотела бы владеть магистральными газопроводами?
— Зачем это отменять? Нужно только раздельный учет вести, потому что непрозрачность образования тарифов на прокачку газа ведет к тому, что они все время растут. Мы посмотрели: за последние пять лет тарифы на прокачку выросли больше, чем инфляция, чуть ли не в 1,8 раза.

— То есть вы за раздельный учет в рамках «Газпрома»?
— Да. Это устроило бы независимых производителей.

— Какой должна быть дальнейшая динамика тарифов на газ, о которой сейчас идет большая дискуссия?
— Да, дискуссия большая. Есть несколько приоритетов, которые, как мне кажется, сейчас рассматриваются правительством. Есть возможность задать сейчас темп роста тарифов, который позволит выйти на энергоэффективность.

— О каких цифрах идет речь?
— У нас есть естественные ограничения — это отсутствие экспорта. Пока в рамках нашей программы до 2020 года для нас был бы приемлемым рост тарифа по принципу инфляция плюс 2%.

— То есть, если исходить из прогнозов Минэкономики, вы хотели бы роста тарифа на 7-8% в год?
— Да, 7-8%, но многое зависит от инфляции затрат.

— Есть данные «Газпрома» о том, что более 95% газовых поставок «Роснефти» приходится на очень прибыльных, высокомаржинальных потребителей, тогда как у «Газпрома» таких меньше 30%.
— Почти 11% нашей выручки от продаж газа приходится на ЖКХ и население — это социальная нагрузка. Я думаю, что аналогичный показатель у «Газпрома» меньше (8,2% по отчетности по МСФО за 2013 год.— «Ъ»). У нас тоже есть и неплатежи потребителей, и проекты, где нужно повышать эффективность.

— Вы сохраняете план по добыче 100 млрд кубометров газа к 2020 году? Не считаете, что это много сейчас?
— Вы имеете в виду для рынка? Я вас прекрасно понимаю, на конкурентном рынке тяжело работать, когда избыток газа. Мы работаем пока под те контракты, которые у нас есть. У нас есть до 2040 года контракты, есть до 2028 года, поэтому мы намерены добывать столько, сколько необходимо для закрытия своих контрактных обязательств.

— Каков сейчас законтрактованный годовой объем?
— Сейчас больше 80 млрд кубометров, и мы рассчитываем на новые контракты.

— По добыче вы предполагаете только органический рост или возможны новые приобретения?
— Нет, в основном органический. У нас есть «Роспан», «Сибнефтегаз», Харампурское месторождение, Кынско-Часельская группа, «Варьеганнефтегаз» плюс попутный нефтяной газ (ПНГ).

— Какой сейчас уровень утилизации ПНГ у «Роснефти»?
— В этом году в целом будет около 80%, на некоторых предприятиях уже больше 95%. А к 2017 году мы выйдем на 95% по компании. У нас есть газовая программа по использованию ПНГ, утвержденная советом директоров, которая и реализуется.

— Как вы оцениваете сделку по продаже СИБУРу доли «Роснефти» в «Юграгазпереработке»? В чем заключалась проблема в совместной работе с СИБУРом в параметрах, в которых раньше работала ТНК-ВР?

— Это очень хорошая сделка. Наша задача была эффективно продать актив, минимизировать затраты на создание инфраструктуры и переработку. Эта задача выполнена. Надеемся, что и СИБУР доволен, что консолидировал 100% предприятия.

— Передоговориться по цене на ПНГ в рамках СП с СИБУРом не получалось?
— Да. Потом мне кажется, что в направлении переработки мы больше двигаемся к тому, чтобы самостоятельно заниматься этими вопросами. Мы хотим все-таки к 2018 году полностью вывести газовый бизнес компании на самоокупаемость. Мы стремимся к тому, чтобы повысить стоимость компании за счет газа. Сейчас пока, как вы знаете, у нас много разных газовых активов, и они недооценены.

— А в каких регионах могут появиться газоперерабатывающие проекты?
— На «Роспане», сейчас планируем на Приразломном, Приобском и Майском месторождениях.

— Там будет только отбензинивание газа или более глубокая переработка?
— Мы смотрим отбензинивание на Приобском, а на Приразломном и Майском — глубокую переработку. Есть и несколько перспективных проектов, специалисты компании сейчас работают над стратегией газоперерабатывающего направления.

— Вы планируете покупать какие-нибудь газораспределительные сети?
— Пока нет, «низкие» сети — это не наше приоритетное направление.

— Почему «Роснефть» решила войти в проект «Печора-СПГ»? Он довольно долго был на рынке, и к нему не было особенного интереса…
— Эта сделка еще не закрыта, есть только рамочное соглашение. В принципе хороший проект, интересный, мы пытаемся развиваться в этом направлении.

— А этот проект потенциально может быть сопряжен с вашими шельфовыми проектами с Exxon? Возможно, это будет площадка для переработки газа?
— В перспективе, конечно.

— Вы собираетесь полностью выкупить проект?
— Пока, как вы читали, у нас есть право на 50%. Окончательная конфигурация проекта и срок запуска завода будут определены сторонами после проведения предпроектных работ, по их результатам может рассматриваться и привлечение стратегического инвестора.

— Что вы думаете про перспективы России на европейском газовом рынке с учетом того, что в ЕС говорят о необходимости сокращать зависимость от российского газа?
— Европа ничем не сможет заменить российский газ. То есть напрямую такая замена невозможна. Для того чтобы им убрать наш трубопроводный газ вообще, нужно полностью перестраивать всю систему газопроводов. Глобально их газотранспортная система формировалась под три направления экспортных поставок, и перестроить ее очень сложно — это сумасшедшие инвестиции. У кого будет интерес строить все эти перемычки и интерконнекторы, чтобы получить ту же цену на газ? Никто реально не готов вложить в это деньги. Конечно, европейцы будут пытаться что-то делать, но так эту задачку не решишь.

— Вот если бы «Роснефть» экспортировала газ, она не подпадала бы под Третий энергопакет ЕС…
— Главное — обеспечить увеличение экспорта российского газа в Европу по рыночной цене и не допустить замещения российского газа другими источниками. А название конкретного поставщика не должно иметь значения для бюджета. Если это может обеспечить «Газпром», пожелаем ему успехов. Пока это поручено «Газпрому», он должен показать эффективность, которую надо контролировать.

— Как вы думаете, может ли Иран заменить Россию в поставках газа в Европу?
— Ресурсная база позволяет, но нужны дополнительные большие инвестиции в инфраструктуру. Кроме всего прочего Ирану самому требуется газ на севере, потому что там всегда не было газа, они в Туркмении покупали. Как вы видите, их газ даже в Турцию все время идет с большими проблемами. В любом случае, это решение не на ближайшее время.

— До конца 2012 года вы работали в «Газпроме», а уже в 2013 году перешли в «Роснефть». Как вы получили предложение о работе в «Роснефти»?
— Мы давно знакомы с Игорем Ивановичем (президентом «Роснефти» Игорем Сечиным.— «Ъ»). После завершения моей работы в «Газпроме» он меня пригласил. Мы обсуждали разные варианты монетизации газа — даже альянс с «Газпромом», но интересы ведущих игроков настолько разные, что было принято решение самостоятельно развивать газовое направление. Я увидела перспективу и согласилась — и не жалею.

— Ваши бывшие коллеги обижались?
— А почему они должны были обижаться? Я же уже ушла из «Газпрома», то есть у меня уже не было там обязательств.

— Почему вы все-таки согласились прийти в «Роснефть»?
— Потому что мне это очень интересно было. Это новая задача. У меня здесь шире круг ответственности. В «Газпроме» я занималась перспективой, балансами, планированием развития ЕСГ, проектированием, наукой, техническим регулированием. Я с предприятиями работала только в части проектирования и внедрения. А в «Роснефти» у меня еще и ответственность за предприятия, которые добывают газ, за их экономику. И мне всегда хотелось, чтобы экономическая составляющая была определяющей, и здесь удается это сделать. В «Газпроме» несколько по-другому. Там тоже занимаются экономикой, но здесь управление идет через проекты, а там управляют программами.

— В чем разница?
— Здесь совершенно другие подходы. Идет управление конкретными проектами. Для того чтобы проект вывести на реализацию, надо пройти очень много ступеней анализа и оценки, причем он обсуждается на уровне практически всей «Роснефти».

— Говорят, что все равно в «Роснефти» только одна ступень принятия решений и это президент компании…
— Нет, неправда. До тех пор пока этот проект доходит до президента, он обсуждается на научно-техническом совете с участием всех специалистов. Например, за последние полтора года мы провели пять или шесть проектов, несколько раз обсуждали каждый из них на научно-техническом совете (НТС), приходилось перерабатывать инвестмеморандум. А этот меморандум включает в себя все от самого начала — от геологии до в принципе ликвидации проекта. С первого раза мы, может быть, только один проект провели через НТС. И только потом проект попадает на инвесткомитет, а затем в зависимости от его суммы может перейти на правление и совет директоров.

Русакова Влада Вилориковна
Родилась 13 декабря 1953 года в Москве. Окончила Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина по специальности «проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз». С 1978 года работает в газовой отрасли. В 1995-1997 годах — начальник службы развития зарубежных проектов управления перспективного развития «Газпрома». В 1997-1998 годах — заместитель начальника, в 1998-2003 годах — начальник управления прогнозирования перспективного развития департамента перспективного развития, в 2003 году возглавила департамент перспективного развития. В 2003-2012 годах — член правления «Газпрома». В декабре 2012 года ушла из «Газпрома», с апреля 2013 года — вице-президент «Роснефти», где курирует газовый блок.
Газовый бизнес «Роснефти»
Company profile

«Роснефть» является третьим по объему добычи производителем газа в России. Добыча газа в 2013 году — 38,2 млрд кубометров, выручка от реализации — 103 млрд руб., запасы на конец 2013 года по ABC1+C2 — 6,5 трлн кубометров. Кроме того, «Роснефть» владеет 44 лицензиями на освоение шельфа, ресурсы газа компании на шельфе — 24 трлн кубометров. К 2020 году компания планирует добывать 100 млрд кубометров газа в год. Основные добывающие активы — «Роспан», Харампурское и Береговое месторождения, Кынско-Часельская группа месторождений. На базе проекта «Сахалин-1» вместе с ExxonMobil «Роснефть» планирует строительство завода по сжижению газа мощностью 5 млн тонн, также компания в мае 2014 года договорилась о покупке 51% в проекте «Печора СПГ».
http://www.kommersant.ru/doc/2547577

— — — —
06 Июнь 2013 Роснефть, день инвестора-2013. 4. Газ http://iv-g.livejournal.com/891707.html

Презентация А.Новака «Итоги работы ТЭК России в 2013 году. Задачи на среднесрочную перспективу». 1

13.01.2014


3506×2437


http://minenergo.gov.ru/press/doklady/
http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/6d3/6d31617de7e7f951f664aee1b578d233.pdf

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


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

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

Считалочки энергетические. Космоснимки и энергетическая статистика

Новое Средневековье уже рядом

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


Большая карта 1994 года
Nasa Earth Observatory


Большая карта 2012 года
Nasa Earth Observatory

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Газпром: добыча, запасы, геологоразведка

21 мая 2013
Развитие минерально-сырьевой базы. Добыча газа. Развитие ГТС
http://www.gazprom.ru/f/posts/83/172307/presentation-press-conf-2013-05-21-ru.pdf


На этом слайде показаны наши объемы добычи. Надо сказать о том, что 487 млрд куб. м газа добыто в прошлом году. Наши добычные возможности с вводом Бованенковского месторождения составляют порядка 600 млрд куб. м, то есть мы можем в год добывать порядка 600 млрд куб. м газа. Планом на 2013 год предусмотрено некоторое увеличение относительно 2012 года. Мы прекрасно понимаем, что определяет рынок, поэтому надеемся на то, что потребление газа в Европе и в России будет расти.

Стенограмма пресс-конференции

ВОПРОС: Анастасия Горева, агентство Argus Media. У меня несколько вопросов. Первый вопрос по поводу Бованенковского месторождения. Скажите, пожалуйста, какие будут проведены работы по увеличению мощностей производства и транспортировки газа с Бованенково в этом году? И сколько вы планируете добывать на Бованенково к следующему зимнему периоду — 2013–2014 годов?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Уважаемые коллеги, по Бованенковскому месторождению. Во-первых, сейчас текущая накопленная добыча с начала 2013 года — порядка 6,8 млрд. куб. м газа по месторождению. А по 2013 году мы планируем где-то 29,5 млрд куб. м газа. Первоначально план был несколько больше, и тот объем, который анонсировался раньше, тоже был значительно выше. На 2013 год мы планировали порядка 46,3 млрд куб. м газа. Но в связи с тем, что сейчас у нас потребление газа уменьшилось, наша стратегия развития бизнеса в части добычи тоже
скорректирована. Поэтому вот такие объемы.

На Бованенковском месторождении сейчас заканчивается ввод второго модуля ГП-2 (газовый промысел №2) в части пусконаладки. 151 эксплуатационная скважина сейчас работает, еще в ближайший период мы введем 50 скважин. 201 эксплуатационная скважина будет в работе, что позволит полностью обеспечить первый модуль на полную загрузку. Суточная добыча у нас ожидается 166 млн куб. м газа суммарно по первому и второму модулям.

Продолжается бурение на Бованенковском месторождении. Сейчас порядка 325 скважин пробурено из общего количества 755. Из этих скважин испытаны (и спущен комплект подземного оборудования) порядка 260 скважин. В принципе, фонд скважин сейчас достаточно большой, рассчитан на большее количество производства газа, чем мы можем.

В 2014 году у нас ввод ГП-1 (газовый промысел №1) с проектной мощностью 30 млрд куб. м газа в год. Планы не меняются. Сроки, которые намечены в 2014 году, будут обеспечены.

ВОПРОС: Денис Пинчук, агентство Reuters. В 2014 году плюс 30?
В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Да. На проектную мощность — плюс 30 млрд куб. м газа в год. Но сколько мы будем добывать, скорее всего, будем корректировать по наличию спроса. Безусловно, Бованенковское месторождение мы будем нагружать в первую очередь.

А. ГОРЕВА: Спасибо большое. Скажите, пожалуйста, сколько в этом году планируется пробурить разведочных скважин на Южно-Киринском месторождении? И сколько, по вашим прогнозам, должно быть доказанных запасов на Южно-Киринском месторождении, чтобы обеспечить газификацию плюс строительство третьей очереди «Сахалина-2»?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: В сезон этого года — бурение двух разведочных скважин на западном крыле
Южно-Киринского месторождения. У нас принята ускоренная программа геологоразведки по Южно-Киринскому месторождению — порядка 15 млрд руб. заложено на программу ГРР по этому месторождению. Это серьезная, значительная программа из того всего объема запланированных работ по геологоразведке.

По запасам. С 2011 года те запасы, которые мы прирастили, не изменились — порядка 560 млрд куб. м газа по категории С1+С2 имеется. Мы надеемся, что эти две новые разведочные скважины (мы закладываем их в поле категории С2) позволят нам прирастить разведанные запасы по категории С1. Но общий объем, возможно, примерно такой же и останется — около 600 млрд куб. м газа.

На 2014 год у нас по программе еще две скважины на этом же месторождении. Это краевые части месторождения. Одна из них будет заложена на восточном крыле, и здесь есть вероятность открытия. Предварять не хочу, но первичные данные, которые обработаны, позволяют говорить, что, возможно, будет тоже получен прирост, и достаточно значительный. Хотя условия залегания и коллекторские свойства восточного крыла гораздо хуже.

А.ГОРЕВА: Спасибо большое. И вопрос по Чаяндинскому месторождению. Скажите, пожалуйста, в прошлом году было принято инвестиционное решение, а что за этот период было сделано на Чаяндинском и что необходимо сделать — насколько пробурить скважины, чтобы его ввести в эксплуатацию в 2018 году? Спасибо.

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Программа геологоразведочных работ, рассчитанная до конца 2014 года, продолжается. Каждый год порядка семи—десяти скважин разведочных на Чаяндинском месторождении бурится и приращивается порядка 75 млрд куб. м газа. Но месторождение достаточно сложное, имеет блоковое строение, и опоискование этого месторождения тоже проведено неравномерно. Сейчас, в 2013 году у нас девять скважин находятся в бурении на
Чаяндинском месторождении. Часть переходящих — в испытании.

По тем скважинам, которые испытаны, у нас успешность составляет 60%, это очень хороший процент. Получены притоки, получены положительные результаты. Сейчас концентрация работ идет в основном в южной части месторождения — это так называемый Саманчакитский блок и южная часть Чаянды.

Кроме того, в 2014 году у нас уже предусмотрены инвестиции в бурение эксплуатационных скважин. Это будет опытно-промышленная эксплуатация нефтяной оторочки, две оценочные скважины будут заложены. Таким образом, работа продолжается. Финансирование там порядка 7 млрд руб. по Чаянде.

ВОПРОС: Денис Пинчук, агентство Reuters. 7 млрд руб. — в этом году?
В.В. ЧЕРПАНОВ: Да

ВОПРОС: Анна Ширяевская, агентство Bloomberg. У меня три коротких вопроса. Первый. По планам на этот год по добыче — 495,7 млрд куб. м газа. Насколько все-таки есть вероятность, что этот прогноз будет пересмотрен, учитывая, что вы уже сами сказали, что по Бованенково уже пересмотрели добычу в сторону понижения из-за низкого спроса? Будет ли скорректирован план уже по итогам того, что мы видим сейчас?

Второй вопрос: что происходит сейчас со Штокманом? Когда нам стоит ожидать какого-то решения по плану разработки месторождения и партнерам?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: План по добыче в 2013 году — 495,7 млрд куб. м газа. Вероятность корректировки, безусловно, существует. Но пока, по нашим оценкам, это плюс-минус 5 млрд куб. м газа по году. Время покажет, что будет.

В.А. МАРКЕЛОВ: Я хотел бы добавить, что у нас есть пресс-конференция Александра Ивановича Медведева, который расскажет, как у нас подается газ в Западную Европу. Наверное, там эти вопросы более детально будут рассмотрены. Я еще хочу сказать, что добычные и транспортные возможности составляют порядка 600 млрд куб. м газа в год. Все зависит от рынка, насколько рынок потребит наш газ.

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Совершенно правильный комментарий в части мощностей. Действительно, мощности по добыче — порядка 600 млрд куб. м газа в год, а мощности по переработке, по подготовке газа — более 1 трлн куб. м в год. Но мы, безусловно, ориентированы на то, чтобы выполнять план, и еще, в первую очередь, в зимний период людей не заморозить. Пиковые нагрузки — это, безусловно, тот ориентир по мощностям, который мы всегда поддерживаем в работоспособном состоянии.

По Штокману. Многое не изменилось с тех пор, как было анонсировано то, что по Штокману будет вестись корректировка капитальных затрат, будет вестись оптимизация этого проекта. В рамках работы по второй и третьей фазам продолжается проектирование морской и береговой части. В настоящий момент утверждено техническое задание по заводу СПГ. Сейчас идет предквалификация тех компаний, которые могут вести проектирование и строительство этого завода. Пока предварительно тот проект, который обсуждается, на четыре линии рассчитан по 7,5 млн тонн СПГ каждая. Строительство предполагается вести в два этапа.

По срокам. Срок, который мы анонсировали, — 2019 год — мы его, в общем-то, не меняли. В случае принятия решения и ускорения мы эти сроки можем выполнить. Но пока, на мой взгляд, тот объем, который сейчас запланирован, конечно, является оптимальным. Но с точки зрения того, что большой объем рынок, может быть, не проглотит, а управлять небольшим объемом сжиженного газа гораздо легче. Вот поэтому идет проектирование, и в этом году проводятся изыскания по морской части, там, где будут расположены скважины. Сейчас идет оптимизация тех изысканий, которые были, уточнения, потому что были замечания по экспертизе.

ВОПРОС: Дина Хренникова, агентство Platts. Хотела бы узнать, какие сейчас планы по разработке месторождений Тамбейской группы. Если я правильно понимаю, раньше планировали разрабатывать совместно с «НОВАТЭКом». Сейчас, вроде бы, от этих планов отказались. Планируете с новым партнером или самостоятельно, и производить трубопроводный газ или СПГ?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Уважаемые коллеги, конечно, то, что совместно с «НОВАТЭКом» планировалось разрабатывать Тамбейские месторождения, это было как опция, как один из вариантов. Но в тех долгосрочных программах, которые утверждены государством и министерствами, по Тамбейской группе месторождений планировалась этапное освоение с последующей подачей газа в магистральную трубу — после 2020-х, в районе 2030-х годов. Почему? Потому что Бованенковская группа, Харасавэй к тому времени будут истощаться — падение давления и падение объемов добычи. То есть в нашей стратегии развития газовой отрасли Тамбейская группа, Тасийское и Малыгинское месторождения планировались для обеспечения газом трубы. Я полагаю, что в этом есть железная логика.

На мой взгляд, у «НОВАТЭКа» с его ресурсной базой, тем более ее недавно прирастили по Южно-Тамбейскому месторождению, запасы достаточны для обеспечения долгой добычи и производства СПГ в течение порядка 25 лет. Поэтому, на мой взгляд, мы будем подавать этот газ в трубу.

Какие работы там делаются? Сейчас проводится этап геологоразведки, выполнены полностью поверхностные работы — это геофизика 2D и 3D. В настоящий момент проведена отсыпка полностью в этот сезон. Четыре тяжелых станка завезены на Западно-Тамбейское, Северо-Тамбейское, Тасийское и Малыгинское месторождения. В настоящий момент — завоз оборудования, завоз буровой трубы. Работа продолжается, и монтаж идет в настоящий момент. Летом, осенью и в следующий сезон будем бурить ближайшие запасы.

ВОПРОС: Полина Строганова, газета «РБК Daily». Вопрос касательно геологоразведки. Недавно Аркадий Дворкович направил поручение Минприроды и Роснедрам с требованием запретить продлевать сроки геологоразведки. Минприроды этого абсолютно не отрицает и говорит, что действительно уже часть заявок была с отказом, и в дальнейшем эти заявки направляются в Правительство, чтобы в спорных каких-то случаях Правительство могло решить, продлевать или нет. Вопрос такой: это поручение уже затронуло «Газпром» по каким-то месторождениям или нет?

В.В. ЧЕРЕПАНОВ: Я считаю, что поручение подтвердило тот характер работы, который уже был. Потому что Роснедра свою политику по взаимоотношениям с недропользователями именно таким образом и строят. Не было никогда преференций в этой части у «Газпрома», потому что компания публичная, большая. Наоборот, много компаний существовало, которые спекулятивно получали какие-то участки недр и никаких работ не производили, и достаточно долго, так скажем, управляли этой площадью.

Но в «Газпроме» во все годы, мы проводили анализ и 10 лет назад, порядка 40% отказов всегда было. То есть у нас есть задержки по проведению работ, но существенных условий мы стараемся не нарушать, хотя, конечно, ввиду трудностей с финансированием… Но государственные органы никогда не принимали отсутствие финансирования как условие для возможности переноса сроков ввода месторождений.

Поэтому стараемся работать с Федеральным агентством по недропользованию в части объяснения нашей стратегии и логистики, показываем, что появляются новые методы проведения геологоразведки, которые исключают дополнительный объем работ, то есть косвенные, дистанционные методы иногда позволяют избежать прямых, таких как бурение, опробование. Потому что достаточно дорого все это делать, тем более сейчас мы выходим в такие районы, которые очень труднодоступны для транспорта, для того, чтобы обеспечить всю логистику.

Поэтому-то требование, которое Правительство предъявляет к нашей компании, мы, безусловно, слышим, выполняем. Если где-то отстаем, то в рабочем порядке этот вопрос решаем с федеральным агентством. Но в настоящий момент у нас нет неурегулированных вопросов.

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

Северная Дакота: горящий попутный газ

композитный спутниковый снимок, состоящий из трёх ночных снимков севера США: 1992, 2000 и 2010 годов.

Объекты, горящие белым светом, присутствуют на всех трёх снимках, объекты 1992 года отмечены синим цветом, объекты 2000 года — зелёным, а объекты 2010 года — красным цветом.

Что же за техногенное чудо образовалось на протяжении 20 последних лет на территории Северной Дакоты, которое может позволить себе сиять даже ярче городской агломерации Миннеаполис — Сент-Пол?

Это — широко известная в узких кругах нефтегазоносная провинция Баккен (Bakken).

Большинство компаний, добывающих тяжёлую сланцевую нефть на Баккене, предпочитают не строить инфраструктуру даже для местной утилизации попутного нефтяного газа, не говоря уже о том, чтобы инвестировать средства в его очистку и доведение до стандартов, соответствующих трубопроводной транспортировке. Следствием такой политики является практически тотальное сжигание попутного нефтяного газа в факелах, прямо на скважинах.

По независимым оценках, в целом по миру сжигается в факелах около 140 млрд. м3 попутного газа. Скажу, что данный объём газа превышает в полтора раза добычу природного газа таким крупным экспортёром, как Норвегия. Данные цифры определяются, исходя из мониторинга спутниковых снимков, анализируются американской National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) и публикуются Всемирным Банком: Сводная таблица

Оригинал статьи

Полный перевод статьи

Россия: Растет производство попутного нефтяного газа

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Over one-third of natural gas produced in North Dakota is flared or otherwise not marketed

NOVEMBER 23, 2011


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=4030

Интервью главы Минприроды Ю.П.Трутнева

02 марта 2012 г.
Министр природных ресурсов и экологии РФ Юрий Трутнев ответил на вопросы корреспондента информационного агентства «Интерфакс».

— Как вы оцениваете ситуацию с геологоразведкой в России за последние пять лет, какие меры по стимулированию ресурсной базы были сделаны и что еще предстоит сделать Минприроды?
— Можно сказать, что за эти годы произошел переход от кризиса, когда мы проедали уже разведанные запасы, к расширенному воспроизводству запасов. У нас шестой год идет расширенное воспроизводство запасов нефти, газа, золота, платины, угля, никеля. Инвестиции в отрасль выросли по сравнению с 2004 годом в 6 раз, доходы от продажи прав пользования недрами увеличились за этот период в 10 раз, поступления от НДПИ возросли в 8 раз. За это время было открыто около 500 новых нефтегазовых месторождений, в том числе несколько крупных — с запасами нефти свыше 100 млн. тонн. В прошлом году был создан концерн «Росгеология». Мы надеемся, что он окажет немалую помощь в улучшении геологической изученности.
Говорить о том, что с геологоразведкой все в полном порядке, и дальше мы будем жить только светло и счастливо, не совсем правильно. У нас были проблемы, связанные с экономическим кризисом в 2008 году, было потом некоторое падение. Но за счет того, что машина уже ехала, колесо уже крутилось, сильного проседания мы не допустили.

— В этом году также будет наблюдаться воспроизводство запасов?
— Думаю, что в этом году мы его достигнем. Во всяком случае, у нас нет пока оснований думать об обратном. Более того, динамика поступлений в бюджет РФ от продажи прав пользования недрами такова, что у нас уже на сегодняшний день порядка 30% бюджетного задания по 2012 году выполнено.

— Минприроды подготовило программу по освоению шельфа. Какие инвестиции она предполагает? Какие в ней отражены подходы к разработке шельфа?
— По нашим оценкам и оценкам экспертов других ведомств, для освоения шельфа в срок до 2040 г. необходимо потратить порядка 9,5 трлн. рублей. Расчетные инвестиции только в геологическое изучение «серой зоны» на шельфе Баренцева моря оцениваются грубо в $1-1,2 млрд. Однако сейчас самая принципиальная развилка связана с тем, кто будет осваивать шельф. Если будем продолжать пытаться делать это усилиями двух госкомпаний, то просто будем отставать. Я уверен в том, что круг пользователей можно пытаться расширить. Надеюсь, что какие-то решения на эту тему будут приниматься.

— «Роснефть» начала активно набирать лицензии на шельфе и приглашать работать на них иностранные компании. Такой подход сможет обеспечить необходимый уровень освоения шельфа?
— Я бы соврал, если бы сказал, что такой путь невозможен. Но проблема в том, что при таком подходе «Роснефть» становится чем-то больше, чем нефтяная компания. «Роснефть» превращается в эдакое министерство шельфа Российской Федерации и начинает выполнять государственные функции. Справится ли с этим «Роснефть», достаточен ли ее управленческий потенциал для руководства таким колоссальным проектом? Я не уверен… Тем более что мы другого от шельфа хотели, не просто чтобы кто-то плавал, делал геофизику, ставил запасы на баланс. Разговор шел о программе, по которой к разрабатываемым участкам подводилась инфраструктура. Мы хотели с помощью шельфа поднять всю экономику, строить причалы, новые танкеры, в том числе ледового класса, размещать заказы на предприятиях судостроительной отрасли, научиться строить оборудование для бурения. Этим «Роснефть» будет заниматься? Как-то не очень убеждает, правда…

— Глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов в свое время предлагал ввести понятие национальной компании и дать ей возможность работать на шельфе, в том числе в качестве оператора. Такой вариант возможен?
— Может быть, я что-то путаю, но любая компания, зарегистрированная в России, это и есть наша национальная компания. Сегодня человек, который организовал сельскохозяйственный кооператив в деревне Зюкайка Пермского края, создал замечательную национальную компанию. Чем больше будет компаний, которые приносят пользу гражданам, исправно платят налоги, соблюдают законодательство, тем лучше. Что нам еще от нее надо? Мы постоянно говорим об уменьшении государственного участия в экономике. Зачем тогда его увеличивать?

— Я правильно понимаю, что любой полезной, законопослушной компании — аккуратной налогоплательщице можно предоставить доступ к шельфу?
— Мы это предлагаем, и предлагали уже много раз, докладывали на совещаниях Совета безопасности. Понятно, что это решение точно «национальное» и должно быть принято не министерством, а руководством страны.

— В прошлом году ведомства активно обсуждали идею введения налога на дополнительный доход (НДД) для нефтяных месторождений. Минприроды предложило выделить некие пилотные проекты на шельфе и на суше для апробации системы НДД. Сейчас эта идея как-то прорабатывается Минприроды?
— По суше налоговая система в целом работает и как фискальная, и как стимулирующая. Менять ее пока нет большой необходимости. Что касается шельфа — то он сложнее по освоению, связан с большими рисками, требует большей капиталоемкости, Для него надо разрабатывать другую систему налогообложения. Правда, на мой взгляд, в вопросе шельфа мы должны соблюдать последовательность: сначала надо определить, кто на шельфе работает; потом — как государство взаимодействует с этими участниками рынка, а затем уже предлагать меры стимулирования. Тем более что механизм НДД все-таки связан с определенными рисками. Он схож, в определенной мере, с механизмом, применяемым в соглашениях о разделе продукции. А в рамках СРП мы знаем, как люди, скажем так, управляют ситуацией, и на эти грабли второй раз наступать не хочется.

— Где сейчас находится законопроект о предотвращении загрязнений шельфа и когда он может вступить в действие?
— Он в Госдуме, прошел первое чтение. Где-то к июню готовится на второе чтение. Каких-то больших сложностей не видим, все идет своим чередом. Кроме того, сейчас готовится еще один законопроект, связанный с работой по предотвращению разливов в ледовой обстановке, поскольку во льдах есть свои сложности с их устранением. В феврале он внесен в Правительство.

— В чем отличие готовящегося документа от законопроекта по борьбе с загрязнением морей?
— Отличие в технологических методах борьбы с загрязнениями.

— Почему задерживается процесс предоставления лицензий на добычу по нефтяным месторождениям на Каспии, например на структуре Центральная, не выдаются добывающие лицензии КНК?
— Никаких особых, на мой взгляд, проблем нет. На вопросы, находящиеся в национальной юрисдикции, ответы ищутся не так быстро, как хотелось бы, что касается вопросов совместного ведения двух государств, то там все умножается в несколько раз, разные регламенты, разные представления о том, как должна быть подготовлена информация. Сейчас между специалистами России и Казахстана идет обмен геологической информацией, после которого наши коллеги представят свое видение работы этих проектов. Российские участники со своей стороны уже готовы. Никаких интриг вокруг этого нет.

— А с выдачей лицензии на Имашевское газоконденсатное месторождение, расположенное в трансграничной зоне России и Казахстана, какие связаны проблемы?
— С ним немножко сложнее. Там нет полной определенности с границами, в том числе в части разрабатываемого месторождения. Поэтому по нему идет более сложная работа, не просто дипломатическая переписка.

— То есть сейчас этот вопрос решается на уровне МИДа?
— Да.

— Прошедшие на прошлой неделе в Ненецком округе аукционы по продаже трех нефтегазовых участков удивили всех — стартовые цена были повышены в сотни раз. Позволит ли это стимулировать проведение аукционов, выставлять крупные месторождения на аукционы, а не на конкурсы?
— С одной стороны, аукционы с высоким ростом стоимости меня радуют. Во-первых, это говорит об их прозрачности, о том, что была правильная конкуренция, во-вторых, бюджет получает деньги, которые ему точно пригодятся. Поэтому мы стараемся по максимуму продавать месторождения через аукционную процедуру. Кроме того, у нас есть вопросы к Роснедрам на тему обеспечения прозрачности конкурсов, выполнения антимонопольного законодательства при продаже прав пользования. Мы хотим проанализировать все случаи отказов компаниям, все ли они были обоснованы…

Но, с другой стороны, заявлять, что давайте все крупные месторождения отдадим на аукционы, я бы не стал. С точки зрения продажи прав пользования лучшей формы, чем аукцион, не существует, но с точки зрения дальнейшего освоения месторождения и социально экономического развития региона конкурс дает определенные преимущества. Нам надо научиться создавать на базе крупных месторождений новые центры развития, добиваться того, чтобы строились железные дороги, линии электропередачи, новые населенные пункты, обучались люди. Это не внутриотраслевая задача, здесь нужна скоординированная работа и Минэкономразвития, и Минрегиона, и Минэнерго. Мы должны вместе научиться это делать.

— Минприроды не так давно предлагало проводить электронные аукционы. Почему понадобился такой механизм? Когда он может заработать?
— Мы считаем это направление правильным: чем меньше субъективного участия в торгах чиновников, чем процедура прозрачнее и публичнее, тем лучше и понятнее результат. Мы сейчас много делаем для совершенствования предоставляемых услуг как в части подготовки к проведению электронных аукционов, так и в части принятия управленческих решений. Например, мы давно уже создали систему, которая позволяет отслеживать выполнение условий лицензий. Ведем работу по улучшению системы мониторинга состояния окружающей среды. В прошлом году был принят закон, объединяющий около 14 видов мониторинга по разным ведомствам в единую систему. Но эта единая система пока написана только на бумаге, ее еще надо создать. Работа рассчитана до 2020 года в рамках модернизации наблюдательной сети Росгидромета. Задача сделать так, чтобы человек мог узнать экологическую ситуацию в любой точке России. Например, есть ли превышение предельно допустимой концентрации в воздухе Норильска, нормально там дышится или нет?

— Есть ли системы, позволяющие мониторить работу компаний по улучшению состоянию недр, повышению коэффициента нефтеотдачи, например?
— Сначала нам надо продумать систему стимулирования повышения нефтеотдачи. В геологоразведке мы продвинулись по целому ряду направлений, а вот коэффициентом извлечения нефти надо заниматься.

— Что мешает? Эту задачу, насколько я помню, Минприроды ставило перед собой много лет подряд.
— Повышение коэффициента извлечения нефти — эта задача отнюдь не только технологическая. В длинные проекты, требующие в будущем перехода на технологии повышения нефтеотдачи, вкладываются тогда, когда абсолютно уверены в его инвестиционной привлекательности, в защищенности экономики. Наш бизнес должен до конца поверить в то, что деньги надо вкладывать в Россию, что это безопасно, надежно, надолго и так далее. Я не считаю, что у бизнеса есть большие основания в чем-то не доверять государству, но доверие — это такая штука, которая не возникает за день, особенно, когда речь идет о крупных капиталах.

— В прошлом году очень долго обсуждалась идея создания национальной сервисной компании, аналогичной холдингу «Росгеология». Сейчас эта идея умерла или какие-то шаги делаются в этом направлении?
— Я не знаю, умерла ли эта идея, но, на мой взгляд, лучше бы, она именно так и поступила.

— Почему?
— Создание из 38 маленьких, по-разному живущих, вырывающих друг у друга заказы государственных предприятий одного холдинга «Росгеология» с оптимизацией управления, возможностями модернизации, закупки новых технологий — это улучшение качества государственных функций. Ситуация, когда государство берет на себя региональные геологические работы, где нет экономического результата, компенсируя расходы разовыми платежами, всех устраивает. Но если мы создадим компанию, которая будет заниматься бурением и повышением нефтеотдачи, то есть, по сути, освоением месторождения, то кому это интересно?

— Компания может выступать как подрядчик при разработке сложных месторождений, например, Баженовской свиты, где требуются колоссальные затраты…
— Секунду. Для разработки Баженовской свиты нам пришлось вносить изменения в законодательство в части разработки нижележащих горизонтов и расширения границ горных отводов. Это вот первое. Второе: говорить о стимулировании разработки глубоких горизонтов — это корректная и правильная постановка вопроса. Об этом точно надо подумать, но не через инструмент создания национальной сервисной корпорации.

— Какова может быть дальнейшая судьба «Росгеологии»?
— Посмотрим, она пока должна встать на ноги, стать сильной компанией. Что с ней делать после этого, еще десять раз надо посоветоваться. Понятно, что любой экономической деятельностью бизнес все-таки занимается эффективнее государства.

— То есть возможна ее приватизация?…
— Когда-нибудь, может быть, и да. Но с начала из нее сделать реальную компанию.

— Почему не привлекли «Росгеологию» для доразведки трех месторождений в ХМАО и а передали эти работы «Сургутнефтегазу», «ЛУКОЙЛу» и «Роснефти»?
— Этот странный механизм никогда до этого в России не применялся. Надо разобраться с точки зрения антимонопольного законодательства, не дает ли он некоторым компаниям преимущества при проведении конкурсов по данным месторождениям. Или это просто попытка затянуть вопрос с предоставлением этих месторождений на перспективу…

— Как идет решение вопроса об утилизации попутного нефтяного газа? Где сейчас находятся поправки, смягчающие требования по утилизации ПНГ? Когда Россия сможет перейти на 95% использование ПНГ?
— Конечно, не в этом году. Но очень важно, чтобы наши действия были последовательны. Если начнем метаться и постоянно менять решения, то тогда очень трудно задавать длительные тренды для экономики. Поэтому наша позиция неизменна: надо взимать повышенную плату за сжигаемый свыше разрешенных 5% ПНГ. Недавно состоялось заседание правкомиссии по ТЭК, где мы нашли взаимопонимание с коллегами по трем вопросам, когда можно идти на исключение. Первое — это возможность консолидации объемов используемого газа в рамках одной компании. Второе — для новых месторождений мы предлагаем разрешить льготу по утилизации на семь лет, поскольку к ним сложно предъявлять такие же требования, как для зрелых месторождений. И, наконец, последнее — когда попутный газ по своему химическому составу содержит большое количество примесей, которые просто трудно утилизировать. Решение по льготам в этом вопросе подтверждено правкомиссией по ТЭК, на базе этого может быть уже сформирована позиция правительства. Проект соответствующего постановления мы уже сдали. Думаю, что в течение двух-трех месяцев эта работа будет закончена.

— А когда все-таки возможен в России переход на 95%-ное использование ПНГ?
— Как только механизм наказания начнет действовать, динамика изменится достаточно быстро. Это не произойдет за несколько месяцев: компании, которые сейчас уже близки к нужному показателю, выйдут очень быстро, а те, кто отстает, могут изменить ситуацию коренным образом за полтора-два года.

— Недавно Минприроды выступило с инициативой сделать стратегическими и ряд месторождений угля. Почему возникла такая необходимость?
— С точки зрения запасов, в России с углем проблем нет. Однако если посмотреть с точки зрения управления энергетическим балансом страны, то Минэнерго необходим инструмент администрирования для обеспечения более комплексной разработки этих запасов. Поэтому было предложено сделать стратегическими месторождения с запасами каменного угля от 300 млн. тонн, бурого угля — от 1 млрд. тонн. Собственно, ничего плохого в этом механизме мы не видим, поэтому уже внесли соответствующие предложения в правительство.

— А когда появятся стратегические месторождения в угольной отрасли?
— Существует общий порядок. Сейчас идут согласования.

— В мае планируется провести конкурс по крупнейшим медно-никелевым рудам в Воронежской области. Какие еще компании, помимо «Норникеля», проявляют к нему интерес, кто уже подал заявки на участие?
— Интерес проявляла УГМК, причем даже раньше «Норникеля». Заявки пока никто не подал, они обычно подаются буквально в самый последний момент, поэтому в этом нет ничего удивительного.

— В ходе работы министром у вас не возникло ощущение, что вы стали реформатором геологической отрасли? Какие наиболее значительные шаги были сделаны министерством за этот период?
— Мне слова какие-то по отношению к себе придумывать сложно. Я бы по-другому сказал: есть направления деятельности министерства, за которые мне точно не стыдно. Когда мы приходили, в недропользовании были сплошные конкурсы, доходы государства были мизерные, в геологоразведку ничего не вкладывалось. Сейчас мы занимаем третье место в мире по эффективности управления в области природных ресурсов. За это время были приняты такие важные документы, как Стратегия развития геологической отрасли. Успехи достигнуты в водных ресурсах — проведены ремонты сотни километров защитных сооружений, разработана Водная стратегия. Но если же говорить о слове «реформа», то оно, наверное, более всего применимо к экологическому направлению. Здесь мы подготовили сильный пакет законопроектов, переделывающий фактически все существующее законодательство, который позволяет внести порядок в этой области, несмотря кучу проблем, постоянное сопротивление и прочее. В гидрометеорологии мы запустили процесс модернизации сети, создали систему предупреждения о чрезвычайных ситуациях, ведем работу по ускорению создания космической группировки…

Честно скажу, хуже обстоят дела с охотничьим хозяйством. Я ругаюсь там постоянно. Но у нас есть точное понимание принципов реформирования законодательства, теперь нужно выходить на уровень согласованных документов, которые можно рассматривать и принимать. Например, нужно реформировать вопросы, связанные с доступностью охотничьих угодий. В свое время, еще в период Минсельхоза, вышел закон о том, что в субъектах не менее 20% таких земель должно относиться к охотничьим угодьям общего пользования, а остальное можно сдавать в аренду. У нас охотопользователей сегодня в стране около 1% от общего числа охотников, которых — свыше 3-х млн. человек. В настоящее время в ряде регионов, где проживает до 80% всех охотников, за определенными охотопользователями закреплено до 100% охотугодий. Я точно не коммунист, но в мое понимание социальной справедливости такая пропорция не укладывается. В этой отрасли много других таких же чудес, ею надо вплотную заниматься.

Ну, и может быть, последнее, чтобы не заканчивать на грустной ноте. Я очень доволен тем, что мы начали уборку страны. Уже обнаружено 21 тыс. свалок по стране, 13 тыс. из них ликвидировано. Начата уборка на Байкале, острове Врангеля, земле Франца-Иосифа. Из бюджета были выделены 1,5 млрд. рублей на улучшение состояния системы особо охраняемых природных территорий. Мне кажется, что по большинству из направлений деятельности есть очевидная положительная динамика. Так что я понимаю, на что потратил это время жизни.

— Сейчас ходят слухи о возможности разделения ведомства на два министерства: Минэкологии и Минресурсов. Есть ли в этом смысл или Минприроды работает сейчас как целостная система?
— Я слышу периодически возникающие в прессе тезисы — а давайте экологию выделим отдельно, сделаем ее независимой, чтобы она сама боролась за свои права. Но у меня один вопрос — люди, которые это предлагают, всерьез считают, что можно отдельно от экономики и промышленного развития, отдельно от территориального развития и недропользования рассматривать вопросы экологии? Мы и сейчас можем совершенно легко придумать такие экологические требования, что все возрадуются. А дальше что будет? Остановим все предприятия? Поставим все машины в гаражи и выбросим ключи? Экология — это всегда вопрос баланса интересов, они всегда будут сходиться или в министерстве, или в правительстве. Другой вопрос — насколько мы удачно находим решения по соблюдению этого баланса. Я надеюсь, что по целому ряду направлений нам удается достаточно эффективно работать и быстро двигаться вперед. Но, поверьте, мне точно не приходит в голову идея, что все делается идеально. Наверняка, где-то можно работать быстрее, какие-то решения можно принимать удачнее. Но если бы в мире была идеальная структура управления, то ее бы давным-давно придумали
http://neftegaz.ru/analisis/view/7748

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР. Газовая стратегия, Славнефть


http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

www.eia.gov: природный газ, добыча


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

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9010us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Gas Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9011us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Oil Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9012us2m.htm
— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Shale Gas (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_fgs_nus_mmcfm.htm

— —

U.S. Natural Gas Gross Withdrawals from Coalbed Wells (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_fgc_nus_mmcfm.htm

— —

U.S. Natural Gas Repressuring (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9020us2m.htm

— —

U.S. Nonhydrocarbon Gases Removed from Natural Gas (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9030us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Vented and Flared (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9040us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Marketed Production (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9050us2m.htm

— —

U.S. Natural Gas Extraction Loss (Million Cubic Feet)


http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9060us2m.htm

— —
U.S. Dry Natural Gas Production (Million Cubic Feet)

На странице с рисунком в таблице с месячными данными пробелы с 2005 по 2010 г.
http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2m.htm


На странице с рисунком в таблице с годовыми данными пробелы с 2006 по 2010 г.
http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9070us2A.htm

На рисунке, в таблице и в файлах Excel пробелы.
В файле Excel с месячными данными пробел с 2005 по 2010 включительно, в файле Excel с годовыми данными пробел с 2006 по 2010 гг., т.е. для периода сланцевого бума.

— —
Годовой отчет, Released December 29, 2011,
Natural Gas Annual 2010
http://www.eia.gov/naturalgas
http://www.eia.gov/naturalgas/annual/

Table 1. Summary Statistics for Natural Gas in the United States, 2006-2010 также не содержит данных по сланцевому газу (и по шахтному метану) за 2010 г.

— — — — — — — —
Выводы по графикам
Отмечается общий рост добычи газа с 2007 по 2010 г. на 5,120,740 млн. куб. футов.

При этом падение добычи газа из газовых скважин по 2009 г. включительно.
Причем наиболее резкое и незакономерное падение в 2008 и 2009 гг., за которые известны точные данные по сланцевому газу.
Добыча газа из газовых скважин
2007 г. — 17,065,375 млн. куб. футов
2008 г. — 15,618,443 млн. куб. футов
2009 г. — 14,884,511 млн. куб. футов
Падение добычи газа из газовых скважин: 17,065,375-14,884,511=2,180,864 млн. куб. футов, что составляет 2/3 от добычи сланцевого газа 🙂
А если учесть, что добыча, вероятно, росла на что указывает скачок добычи в 2010 г. до 20,841,086 млн. куб. футов (на 42% к 2009 г), то искомая цифра порядка 1,200,000 млн куб. футов для сланцевого газа может быть легко найдена, даже не прибегая к метану угольных шахт

Картина извлечения попутного газа из нефтяных скважин выглядит более закономерной

По сланцевому газу официальные данные есть только за два года: 2008 и 2009 г.
Максимальный достоверный уровень добычи сланцевого газа в 2009 г : 3,383,532 млн. куб. футов.

Данные по шахтному метану выглядят вообще притянутыми за уши: резкие скачки в добыче в начале 2004 и 2007 гг. Что интересно данных за 2010 и 2011 гг. нет. За этот же период нет данных и по сланцевому газу.

Совсем беспомощно выглядят данные U.S. Dry Natural Gas Production (Million Cubic Feet) с огромными пробелами. Пересчитать в сухой газ так трудно?

Общий вывод: данные по добыче сланцевого газа выглядят абсолютно незакономерными, их даже не удосужилсь притянуть обратным пересчетом назад.
Все данные по добыче сланцевого газа кроме 2008 и 2009 гг. имеет чисто рекламный характер

Годовой отчет 2010 группы компаний ТНК-ВР.Основные показатели

Стратегия будущего

Инвесторам и акционерам — Корпоративная отчетность — Годовой отчет
http://www.tnk-bp.ru/investors/reports/anual/
http://www.tnk-bp.ru/upload/iblock/ef5/TNK_bp_ar10_ru_lo.pdf

Презентация ЛУКОЙЛа, Лондон, март 2012. В.Алекперов. Проекты

День инвестора: Стратегия 2012-2021 гг.
Презентация «Открывая третье десятилетие развития» (Вагит Алекперов, Президент) в формате PDF

Нефть и газ в бюджете России. Дискуссия

Обсуждаемый пост naganoff

Ответы: marina-yudenich, obsrvr, sw-industrial, amazonka-urals

Ответы2:
evg-sokolov:
1, 2, 3

map1983: 1, 2, Канадские казнокрады и сверхдоходы от нефти

gloriaputina: Нефтегазовая доля Путина в бюджете России
Экономический рост в России и цены на нефть

chern-molnija,
F.A.Q. инфовойны,
F.A.Q. инфовойны. Часть 2,
Полезные и умные ресурсы и ссылки, О деньгах и валютах,
О нефти и о говядине с любовью

Дополнительные материалы
О ценах на жильё
putnik1: Критика критики naganoff
map1983: 1, 2, 3, 4

— — — — — — —
Мои замечания следующие.
1) Из поста naganoff: При форсированном отборе быстро теряется пластовая энергия, падает коэффициент извлечения нефти. В Западной Сибири он составляет в среднем уже 20–25%, тогда как в советское время – 40–45%.
Обсуждение КИН в разработке месторождений сродни обсуждению такого финансового параметра как чистый ввоз/вывоз капитала частным сектором: оба параметры расчетные и при их обсуждении нужно учитывать крайне много нюансов.

2) Попутный газ.
Факелы нефтяников достались России в наследcтво от СССР, государство почти 20 лет пытается бороться с ними. В 2009 г. правительство приняло постановление, согласно которому с 2012 г. компании должны платить повышенную ставку за сверхлимитное загрязнение окружающей среды (если сжигается больше 5% попутного газа). Платеж складывается из нескольких коэффициентов и должен в 112,5 раза превысить нормативные выплаты. По разным оценкам, на факелах сжигается 10–35 млрд куб. м ПНГ в год (почти потребление Белоруссии). В 2010 г., по данным Минприроды, средний показатель сжигания по России – 24%; лидерами были «Роснефть» (47,2%) и «Газпром нефть» (44,2%), меньше всех – «Сургутнефтегаз» (4,1%) и «Татнефть» (6,4%). План крупнейших компаний по инвестициям в утилизацию – около 300 млрд руб. в 2010–2015 гг., что позволит к 2012 г. сжигать около 18% ПНГ, а на 5% выйти к 2014 г.
Все добывающие «дочки» «Роснефти» доведут уровень утилизации ПНГ до 95% в 2013 г., уверяет представитель компании, исключением будет только «Ванкорнефть» (к началу 2014 г.).
http://iv-g.livejournal.com/558673.html

Если смотреть на зарубежные источники, то цифры выше, но тенденция к сокращению объемов есть; при приведении объемов сжигаемого газа к уровню добычи в млн.т.выясняется, что в России жгут меньше, чем в Нигерии, но больше чем в Иране.

Фото: горит попутный газ


http://www.dailymail.co.uk/sciencetech/article-2061833/Bakken-oil-field-North-Dakota-mystery-city-lit-time-lapse-video-space.html

vedomosti.ru: Сколько стоит сжигать попутный газ

Мы не собираемся разорять нефтяные компании«, — говорил этой весной министр природных ресурсов Юрий Трутнев, предлагая стимулировать нефтяников на утилизацию попутного газа (ПНГ). По действующему законодательству с 2012 г. компании должны платить повышенную ставку за сверхлимитное загрязнение окружающей среды (при сжигании свыше 5% попутного газа): если на месторождениях есть приборы учета, то при повышенном загрязнении нормативная плата должна умножаться на 4,5, а если приборов нет, то на 6. А весной Минприроды предложило заменить эти коэффициенты на 100 и 1000 соответственно.

Это был один из рабочих вариантов, объясняет замдиректора департамента экономики и финансов МПР Наталья Сютник. Теперь ведомство предлагает повышать ставки в два этапа, добавляет она: в 2012-2013 гг. предлагается установить коэффициент на уровне 12 (вместо утвержденных 4,5), с 2014 г. — повысить до 25. А при «полном или частичном» отсутствии приборов учета применять коэффициент 120 (вместо 6). В основе расчетов — формула: выплаты будут снижаться в зависимости от инвестиций в утилизацию ПНГ, отмечает Сютник.

Повышенная плата не должна применяться к малым компаниям (годовая добыча которых — до 100 000 т нефти в год), продолжает она. Еще одно исключение — месторождения, где особый состав газа (компонентный состав неуглеводородов — более 50%); таких проектов много, к примеру, у «Роснефти», добавляет Сютник. Плюс компаниям предлагается два варианта для расчета платежей, продолжает она: либо отдельно по каждому юридическому лицу, ведущему добычу (тогда от «сверхлимитов» будут освобождаться новые проекты), либо в целом по холдингу или группе лиц (это проще за счет перераспределения финансов и «квот» на сжигание, но новые проекты остаются без дополнительных льгот). Считать плату будут сами компании, ежеквартально заполняя декларации. Проверять правильность расчетов, как и прежде, будут инспектора Росприроднадзора. А где и какие приборы учета должны стоять, должно определить Минэнерго, инспектора будут следовать его инструкциям, добавляет Сютник.

Проект правительственного постановления Минприроды уже направило на согласование в Минэнерго, Минфин и Минэкономразвития, а также нефтяным компаниям (копия документа вместе с пояснительной запиской есть у «Ведомостей»). Минфин документ согласовал, говорит представитель министерства. А вот в Минэнерго с ним пока не ознакомились, уверяет представитель ведомства. Его коллега из Минэкономразвития инициативу коллег комментировать отказался, как и представители пяти крупнейших нефтяных компаний страны.

Нефтяники по-прежнему недовольны, говорят сотрудники двух компаний. Один из них считает завышенными и новые коэффициенты, другому не нравится механизм их применения. Нынешняя инициатива не учитывает множества нюансов, обсуждение будет продолжено, говорит он, не раскрывая детали.

Сейчас общая плата всех российских компаний за выбросы при сжигании ПНГ — около 340 млн руб. в год; это следует из данных, которые предоставили сами компании, гласит пояснительная записка к предложениям Минприроды. Оценка «потенциально возможных» платежей при новых коэффициентах пока не закончена, отмечает представитель министерства. Повышенные коэффициенты не скажутся на финансах компаний, считает Сютник. Ведь «в 2010 г. российская нефтедобывающая отрасль заработала около 5,9 трлн руб.», сказано в документах МПР. Предполагается,что платежи вырастут незначительно, подтверждает представитель Минфина: «Закон нацелен на охрану окружающей среды, а не на повышение доходности бюджета».
http://www.vedomosti.ru/companies/news/1414394/vechnyj_fakel

Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR)

Глобальное Партнерство по Сокращению Объемов Сжигания Попутного Газа

• Over 150 billion cubic meters (or 5,3 trillion cubic feet) of natural gas are being flared and vented annually.
• The gas flared annually is equivalent to 25 per cent of the United States’ gas consumption, 30 per cent of the European Union’s gas consumption, or 75 per cent of Russia’s gas exports. The gas flared yearly also represents more than the combined gas consumption of Central and South America.
• The annual 35 bcm (or 1,2 trillion cubic feet) of gas flared in Africa alone is equivalent to half of that continent’s power consumption.

About GGFR

Top 20 Flaring Countries


Источник

Using Russia’s Associated Gas
Страница
Full report
http://siteresources.worldbank.org/INTGGFR/Resources/pfc_energy_report.pdf
http://siteresources.worldbank.org/INTGGFR/Resources/pfc_energy_report_appendices.pdf

Gas flare
http://en.wikipedia.org/wiki/Gas_flare

Производство и использование попутного нефтяного газа в России в 2010 году

РЕЗЮМЕ
§ В настоящее время увеличение объемов переработки ПНГ является основным фактором роста производства нефтехимического сырья. В среднесрочной перспективе такими основными факторами станут:
— Увеличение глубины переработки, в т.ч. использование в квалифицированной переработке тех объемов, которые сейчас используются на собственные нужды промыслов и на генерацию
электроэнергии
— Проекты переработки жирного природного газа/стабилизации конденсата
§ Создание новых крупных производств по переработке попутного нефтяного газа возможно только при освоении новых месторождений во вновь осваиваемых регионах (Восточная Сибирь, Коми, Ямал)
§ В новых регионах актуальны технологии конверсии метана в жидкие/твердые продукты – Сибур заинтересован в сотрудничестве с инжиниринговыми компаниями, готовыми к созданию промышленных установок по таким технологиям
§ Сибур подтверждает свою готовность к партнерству с недропользователями в вопросах переработки газа, стабилизации конденсата, купли-продажи продуктов переработки

http://www.sibur.ru/press_center/presentations/7391/
http://www.sibur.ru/upload/iblock/8e6/8e62f52307fe48142056f07babee9953.pdf

vedomosti.ru: Попутный нефтяной газ в России

Как стало известно «Ведомостям», нефтяники добиваются отмены 22-кратного повышения платы за сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ). Цена вопроса — 370 млрд руб. только в следующем году

Факелы нефтяников достались России в наследcтво от СССР, государство почти 20 лет пытается бороться с ними. В 2009 г. правительство приняло постановление, согласно которому с 2012 г. компании должны платить повышенную ставку за сверхлимитное загрязнение окружающей среды (если сжигается больше 5% попутного газа). Платеж складывается из нескольких коэффициентов и должен в 112,5 раза превысить нормативные выплаты.

Однако в мае Минприроды внесло в правительство проект постановления, по которому с 2012 г. один из коэффициентов — за сверхлимитное загрязнение воздуха — с 1 января должен увеличиться с 4,5 до 100, а общая плата за «сверхлимиты», таким образом, — в 22 раза.

Нефтяники готовились к росту штрафов, но не к такому. В 2009 г. все российские компании заплатили за выбросы при сжигании ПНГ 349 млн руб., говорит сотрудник одной из них, в 2012 г. ожидалось 16,7 млрд руб. с учетом сокращения объемов сжигания. Но при предлагаемом коэффициенте выйдет 370 млрд руб., отмечает собеседник «Ведомостей», ссылаясь на оценки Минприроды (связаться с представителем министерства вчера вечером не удалось). Ведь к 2012 г. немногие нефтяники успеют перейти на 95%-ную утилизацию (см. врез).

Еще в июле, по словам нефтяника, восемь компаний обратилось в Минприроды с просьбой не применять дополнительный коэффициент. Есть ли реакция, собеседник не говорит. Но теперь основные игроки готовят коллективное обращение в правительство, рассказали «Ведомостям» два сотрудника других нефтяных компаний (из первой пятерки). Предполагается, что в письме будет просьба не менять правила игры и вопрос о новых коэффициентах рассмотреть в ближайшие два года, причем с постепенным ростом.

Еще одно обсуждаемое предложение для Белого дома — считать те самые 5% сжигания не по конкретным проектам, а по группе в целом, иначе отдельные проекты просто могут стать нерентабельными, добавляют собеседники «Ведомостей». Когда письмо планируется отправить, не ясно. Видимо, в ближайшее время, самое позднее — в ноябре, отмечает один из источников.

Хуже всех дела с утилизацией ПНГ обстоят у госкомпаний, говорил в мае министр природных ресурсов Юрий Трутнев (см. врез). «Роснефть» платить повышенные штрафы не согласна, сказал ее сотрудник. Низкий уровень утилизации не всегда вина компании, сетует он: у «Роснефти» зачастую нет возможности сдавать газ в трубу «Газпрома» из-за ее отдаленности от месторождений компании, но и закачивать все топливо обратно в пласт «Роснефть» не может — это снижает добычу. Представитель «Роснефти» это не комментирует, как и содержание письма. Представитель «Газпром нефти» от комментариев отказался, получить комментарии правительства не удалось.
http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/269194/vechnyj_ogon

По разным оценкам, на факелах сжигается 10–35 млрд куб. м ПНГ в год (почти потребление Белоруссии). В 2010 г., по данным Минприроды, средний показатель сжигания по России – 24%; лидерами были «Роснефть» (47,2%) и «Газпром нефть» (44,2%), меньше всех – «Сургутнефтегаз» (4,1%) и «Татнефть» (6,4%). План крупнейших компаний по инвестициям в утилизацию – около 300 млрд руб. в 2010–2015 гг., что позволит к 2012 г. сжигать около 18% ПНГ, а на 5% выйти к 2014 г.

Планы компаний
Все добывающие «дочки» «Роснефти» доведут уровень утилизации ПНГ до 95% в 2013 г., уверяет представитель компании, исключением будет только «Ванкорнефть» (к началу 2014 г.). Инвестиции в утилизацию ПНГ составят 91,1 млрд руб. (2010-2014 гг.), рассказывал в июне вице-президент «Роснефти» Гани Гилаев. «Газпром нефть» будет стараться довести утилизацию ПНГ до 95% к 2012 г., заявлял в июне ее президент Александр Дюков, но текущий уровень и оценку расходов не раскрывал. Текущий показатель «Лукойла» — 76,8%; в отчете за 2010 г. он отмечает, что к началу 2012 г. будет 95%. Утилизация ПНГ у «Башнефти» – 83,1% по итогам 2010 г. (против 85,7% годом ранее); у компании много небольших месторождений, на которых строительство инфраструктуры для утилизации ПНГ нерентабельно, отмечает представитель «Башнефти», достичь 95% компания планирует к концу 2013 г., потратив более 2 млрд руб. Уровень утилизации у ТНК-ВР – 85%, говорит ее сотрудник: «Будем несколько лет платить штрафы: к требуемому уровню компания выйдет не раньше 2015 г.». Инвестиции к этому сроку превысят 55 млрд руб., говорил на днях директор департамента ТНК-ВР Александр Слепцов.

Сургутнефтегаз: годовой отчет 2010

http://www.surgutneftegas.ru/ru/investors/reports/annual/
http://www.surgutneftegas.ru/uploaded/GodOtchRus2010(1).pdf