Архив меток: газ потребление диаграмма

AGA.org: American Gas Association 2013 Playbook

Home > Our Issues > AGA Playbook 2013

Сланцевый газ: об одном прогнозе и его контексте

Отвечая на вопрос о перспективах добычи Россией сланцевого газа — в сфере, где наибольших успехов добились США, Миллер отметил, что «Америка нашим конкурентом не является».

«В отношении сланцевого газа мы относимся очень скептически. И никаких рисков не видим. США остается газодефицитной страной, это во-первых. А во-вторых, нам не известен ни один проект в настоящее время, где рентабельность на скважинах, где добывается сланцевый газ, имела бы положительное значение. Абсолютно все скважины имеют отрицательное значение. Есть такое мнение, что это вообще пузырь, который в самое ближайшее время лопнет», — сказал Миллер.

Он подчеркнул, что США являются крупнейшим газовым рынком с наибольшим объемом потребления.
«И в этой связи анализы, которые проводят эксперты, показывают, что объем добычи сланцевого газа соответствует как раз объемам снижения добычи природного газа в Америке. Поэтому, по-видимому, добыча сланцевого газа в США вызвана какими-то другими причинами. Можно предположить, что этой причиной является энергетическая безопасность США», — резюмировал глава «Газпрома».
http://ria.ru/economy/20130330/930166633.html

— — — — — —
В целом верно, но можно дать некоторые дополнения

i/ Рост цен на природный газ

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


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

В среднем цены на газ в 2013 г. имеют значительную вероятность быть выше 4 долларов за 1000 куб.футов, что обеспечит выход на безубыточность по операционным показателям добычи нефти+газа+конденсата.

ii/ На примере компании Chesapeake Energy


http://www.chk.com/Investors/Pages/Presentations.aspx

Видно, что надежды на выживание связаны с ростом цен на газ до 4-5 долларов за 1000 куб.футов.
Chesapeake Energy находится в одном из самых трудных положений, т.к. у нее нет традиционных углеводородных активов, которые бы покрывали убытки от сланцевого газа.

iii/ Есть такое мнение, что это вообще пузырь, который в самое ближайшее время лопнет», — сказал Миллер
Мнение есть, но как написано в тексте видно, что Миллер не совсем его разделяет, имея определеные сомнения и в этом он прав, поскольку
а) «пузырем» в чистом виде добыча является при долгосрочном уровне цен 4 долларов. Такое падение зафиксировано только в 2012 г, а в 2013 г. уровень цен можно ожидать выше.

б) пузырь в среднесрочной перспективе может связан с тем, что текущая прибыль может быть не достаточна для оплаты сделанных ранее долгов. Например у Chesapeake Energy

проблемы могут начаться с 2015 или 2017 г.
Но в условиях США
б-1) с низкими процентными ставками и нового QE-3 риск не отдать долги или не иметь возможности перекредитоваться для фактически «стратегической компании» США:
— 2nd largest U.S. natural gas producer (net), ~4% of total
— Largest U.S. natural gas producer (gross), ~9% of total
— 11th largest U.S. liquids (oil and NGL) producer
как мне кажется невелик

б-2) всегда есть выходы
— в виде продажи своих активов традиционных нефтегазовым компаниям, которые будут продолжать планов-убыточную или просто малоприбыльную добычу газа
— в виде конвертации долгов в акции, Кипр в это подает хороший пример 🙂
— банкротства по типу General Motors, когда компания посредством банкротства избавляется от долгов и продолжает функционировать далее.
Я не припомню банкротств в последние 10-20 лет, после которых бы полностью прекращалось функционирование важных для государств производств. Корпоративная верхушка срезалась, но не более.
Для России характерный пример — ЮКОС.

в) пузырь в долгосрочной перспективе — это проблема инвесторов, но не потребителей.

iv/ добыча сланцевого газа в США вызвана какими-то другими причинами. Можно предположить, что этой причиной является энергетическая безопасность США», — резюмировал глава «Газпрома»
С этим вполне можно согласиться, особенно учитывая
стагнацию-слабое уменьшение энергопотребления в США при снижении импорта

Monthly Energy Review, Release Date: March 27, 2013


Импорт энергии с 2008 уменьшается


Стагнировавший в 1995-2007 гг. Primary Energy Production стал увеличиваться с 2008-2010 гг.


— Потребление энергии слабо падает за счет падения использования нефти и угля
— Падение по углю почти равно росту по газу
— потребление нефти возвращается к своему уровню до начала клинтоновско-бушевского пузыря
2012 г. Petroleum — 34.688 Quadrillion Btu
1995 г. Petroleum — 34.438 Quadrillion Btu


Импорт энергии снижается, экспорт растет
— уровень 1990 г. по Primary Energy близок
— уровень 1990 г. по Crude Oil далек
— доля импорта Primary Energy в 2010-2012 г. уменьшилась на 6.2% от общего потребления


В денежном выражении примерно
— в 2000-2008 г. энергоимпорт был ниже неэнергоимпорта.
— с 2008-2010 энергоимпорт стал уменьшаться
— с 2008-2010 неэнергоимпорт вновь стал увеличиваться

Ernst&Young: Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age

Компания Ernst&Young подготовила отчет «Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age». В документе указано, что природным газом Африки в настоящее время интересуются очень многие – и нефтегазовые мейджоры, и компании поменьше, и национальные нефтегазовые компании других регионов. В отчете Ernst&Young отмечается, что природный газ может стать основой социально-экономического развития континента.

В документе «Are we entering a Golden Age of Gas?», подготовленном EIA в 2011 году, указано, что светлое будущее природного газа связано со следующими предпосылками: 1) ростом потребления природного газа в Китае; 2) более широким использованием газового топлива на транспорте; 3) снижением популярности АЭС после аварии на японской АЭС Фукусима-1; 4) ростом объемов добычи сланцевого газа и масштабов СПГ-торговли.

Доказанные запасы газа в Африке, по оценкам EIA, составляют 14 трлн куб м, что составляет примерно 7,5% всех запасов природного газа в мире. Но запасы газа в Африке постоянно растут: в этом году крупные месторождения природного газа были обнаружены у берегов Танзании (в настоящее время обнаружено порядка 900 млрд куб м газа) и Мозамбика (в настоящее время запасы газа у берегов этой страны оцениваются в 2,8 трлн куб м). Также перспективные структуры обнаружены у берегов Кении и Мадагаскара. При этом основная активность по разведке природного газа сейчас происходит на востоке Африки. Западная Африка традиционно ориентирована на нефть, попутный газ там сжигают в факелах.

Специалисты EIA полагают, что к 2035 году добыча газа в Африке вырастет до 400 млрд куб м в год (потребление – до 170 млрд куб м). Добыча будет расти со скоростью 2,7% ежегодно. Экспорт СПГ из африканских стран к 2035 достигнет 230 млрд куб м.

При этом в Wood Mackenzie подсчитали, что точка безубыточности для африканского СПГ составит 7 долл за MMBTU (247 долл за тыс куб м), а австралийского – 10 долл за MMBTU (353 долл за тыс куб м). В настоящее время СПГ-заводы в Африке расположены в Алжире, Египте, Ливии, Нигерии, Экваториальной Гвинее и Анголе.

Российские нефтегазовые компании в Африке

В планах Gazprom EP International на 2011 год значились проекты в Алжире, Ливии, Намибии (месторождение Куду) и Нигерии (там было основано СП c Нигерийской национальной нефтяной корпорацией Nigaz, название которого наделало много шума из-за созвучности с пренебрежительным прозвищем африканцев). Никакой активности Nigaz с момента основания замечено не было. С месторождением Куду тоже ничего не происходит. Какое-то продвижение «Газпрома» наблюдалось в Алжире, но там последняя новость датирована ноябрем 2010 года: «В ноябре 2010 года по итогам бурения скважины Rhourde Sayah-2, глубина которой составила 4400 м, на участке были открыты запасы углеводородов»). В Ливии проекты (в частности связанные с месторождением Elephant) осложнились революцией.

Африка, впрочем, включена в список приоритетов Газпрома в инвестиционной программе компании на 2012 год в новой редакции.

На Черном континенте (в частности, в Египте) также пытается работать НОВАТЭК, но летом работы были приостановлены. Роснефть планирует строительство нефтепровода из Мозамбика в Зимбабве протяженностью 700 км, а ЛУКОЙЛ на днях приобрел 25% геологоразведочного блока в акватории Сьерра-Леоне по соседству с другим своим проектом. В Западной Африке ЛУКОЙЛ также работает в Кот-д`Ивуаре и Гане.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/gaz-v-afrike-chto-bylo-chto-budet-i-kakova-rol-rossijan/

http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil—Gas/Natural-gas-in-Africa-frontier-of-the-Golden-Age
http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Natural_gas_in_Africa_frontier_of_the_Golden_Age/$FILE/Natural_Gas%20in_Africa.pdf

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


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

Monthly Energy Review July 2012: Energy Consumption by Sector

— — — — — — — — —
Распределение энергопотребления по секторам показывает первичные и вторичные последствия кризиса.

Первичные последствия видны по Industrial и Transportation секторам, вторичные по Residential и Commercial.

За 2008-2011 гг.
Энергопотребление Residential почти почти не изменилось с 2008 г.
Энергопотребление Commercial незначительно уменьшилось.
Энергопотребление Industrial уменьшилось на 819 Trillion Btu
Энергопотребление Transportation уменьшилось на 930 Trillion Btu

Residential Sector Energy Consumption
Electricity Retail Sales росли почти все время кризиса.

Industrial Sector Energy Consumption
Снижение потребления Petroleum дает первую часть обяснения почему США в последние годы стали экспортером нефтепродуктов
Снижение потребления Natural Gas частично обясняет почему в США падение цен на газ с 2008 г.

Transportation Sector Energy Consumption
Снижение потребления Petroleum дает вторую часть обяснения почему США в последние годы стали экспортером нефтепродуктов

Европейские цены Газпрома в 2011 г.

На основе данных «Ведомостей»

http://iv-g.livejournal.com/693182.html

19.06.2012
Цены в Европе за газ за 1000 м3

Сколько млрд.м3 покупает Польша и какова доля Газпрома в импорте

Потребление газа в Польше, млн. м3

http://wyborcza.biz/biznes/1,100896,11964732,Polska_placi_najdrozej_w_UE_za_gaz_z_Rosji.html

eia.gov: Вьетнам, Country Analysis Brief

Sector Organization

Vietnam’s oil sector is dominated by the state-owned Vietnam Oil & Gas Corporation (PetroVietnam), essentially both the operator and regulator in the industry. PetroVietnam is under the authority of the Ministry of Industry and Trade and contributes about a quarter of the state budget. PetroVietnam typically seeks foreign investment to assist in some of the more capital-intensive hydrocarbon developments. All oil production in the country is carried out by PetroVietnam’s upstream subsidiary, PetroVietnam Exploration and Production (PVEP), or through joint-ventures (JVs) or production sharing contracts (PSCs), in which the national oil company (NOC) has at least a 20 percent equity interest. Foreign companies typically negotiate directly with PVEP for upstream licenses of major fields in Vietnam, and all awards must receive approval from the Oil and Gas Department of the Prime Minister. PetroVietnam is also involved in Vietnam’s downstream oil sector through various subsidiaries, such as Petechim and PetroVietnam Oil Processing and Distribution Company (PV Oil). The Vietnamese government began to privatize the NOC’s non-oil related business units in 2006 as part of its goal to raise capital for upstream and downstream projects and increase operational efficiency, although the state plans to retain its hydrocarbon activities. PetroVietnam has expanded its activities overseas and holds upstream equity stakes in 15 countries. As of 2011, the NOC plans to spend over $2.3 billion to develop 25 petroleum projects in the former Soviet Union countries and Latin America.

Russian energy companies are expanding their presence in Vietnam as the two countries seek to form strategic partnerships and expand their overseas equity and production. The largest oil-producing company in Vietnam is Vietsovpetro (VSP), a long-standing joint venture between PetroVietnam and Zarubezhneft of Russia, which continues to operate the Bach Ho, Rong, and Rong South-East oilfields. The two firms agreed to extend the partnership for another 20 years starting in 2011. Other important Russian players in Vietnam, such as TNK-BP, Lukoil, and Gazprom, have forged deals for equity stakes in the Nam Con Son and Song Hong basins. TNK-BP acquired all of BP’s original stakes in Vietnam including a 35-percent equity stake in Nam Con Son basin’s Block 06-1, containing Lan Do, one of the largest gas field in Vietnam, and a 33-percent share of the Nam Con Son gas pipeline.

PetroVietnam also has formed partnerships with several other international oil companies (IOCs), NOCs, and smaller independent energy companies including the following: ExxonMobil, Chevron, BHP Billiton, Korea National Oil Corporation (KNOC), Total, India’s ONGC, Malaysia’s Petronas, Nippon Oil of Japan, Talisman, Thailand’s PTTEP, Premier Oil, SOCO International, and Neon Energy. After a competitive bid in 2011, ConocoPhillips divested its assets in Blocks 15-1 and 15-2 of the Cuu Long basin and the Nam Con Son pipeline to Perenco, a French IOC, for US$1.29 billion.

Petrolimex is the primary company charged with importing and distributing petroleum products in Vietnam and accounts for about 60 percent of the country’s total petroleum distribution market. Petrolimex also operates 300 miles of petroleum product pipelines, although much of the country’s fuel supply is transported by road. Two other state-owned fuel oil distributors in Vietnam are PV Oil and Saigon Petro. There are plans to eventually sell equity stakes in Petrolimex and provide greater competition for the domestic market. So far, only 3 percent of the company’s shares were sold off in a partial privatization to Vietnamese buyers.

Regulatory Environment

Vietnam’s energy policy objectives, outlined in the National Strategy for Energy Development, established in 2007, seeks to ensure energy supply security for the country’s rapidly growing domestic demand. Vietnam’s recent reforms in the upstream sector are intended to pave the way for exploration of new offshore basins and more technically challenging fields by encouraging foreign investment. PetroVietnam directly negotiates with foreign firms on any new exploration area and any fields relinquished by other companies. In addition to direct negotiations with foreign firms for upstream contracts, Vietnam has increased the frequency of formal international licensing rounds since 2004. Several new regulations introduced in 2009-10 clarified the process for investment and outlined bidding round regulations. For instance, the Government of Vietnam (GoV) passed recent legislation providing greater contract flexibility by allowing domestic and foreign firms to extend exploration contracts past the project deadlines.

Currently, Vietnam maintains wholesale and retail oil prices lower than international oil market prices to sustain a growing economy, keep inflation from rising, and protect consumers, resulting in revenue losses for oil distributors. Vietnam’s Ministry of Finance attempts to manage these losses through tools such as import tax and tariff reductions and the Fuel Price Stabilization Fund, which allows distributors to withdraw cash. In times of high crude oil prices, though, the fund’s resources tend to diminish. Vietnam intends to gradually roll back fuel subsidies in the oil and natural gas sector and use market-based pricing in order to alleviate state budget strains in times of high international oil prices. Limited reform under Decree 84 allows fuel retailers to increase oil prices by 7 percent when international prices fluctuate by the same rate within a 30-day period, but the government typically tries to maintain lower prices for consumers and uses this measure as a last resort to reverse distributors’ revenue losses.

When crude oil prices escalated in 2010, Vietnam reduced oil product import tariffs several times until early 2012, when the government slashed duties on gasoline, jet fuel, and diesel to zero. Also, the government resorted to boosting retail oil product prices by a total of 34 percent in 2011, and by an additional 12 percent in March 2012.

Exploration and Production
One of the most active areas for ongoing exploration and production activities in Vietnam is the offshore Cuu Long Basin. Vietnam’s oil production has decreased over the last seven years primarily as a result of declining output at the Bach Ho (White Tiger) field, which accounts for about half of the country’s crude oil production. After reaching peak output of 263,000 bbl/d in 2003, the field’s production dropped to an average 92,000 bbl/d in early 2011. It is expected that Bach Ho’s production decline rate will range from 20,000 bbl/d to 25,000 bbl/d through 2014. Vietsovpetro intends to boost oil production by using water injection to stem declines of aging fields and by investing $7 billion on exploration activities over the next five years.

Several new projects have come online in the last three years, offsetting declines at Bach Ho and other mature oil fields. Nonetheless, most of Vietnam’s other developments are from small fields with peak production plateaus of three years. Two key developments in Cuu Long Basin’s Block 15-1 are the Su Tu Den (Black Lion) and Su Tu Vang (Golden Lion) fields that produced a combined 100,000 bbl/d of oil in 2011. The field operator, Cuu Long Joint Operating Company (CLJOC), includes PetroVietnam (50 percent), Perenco — formerly ConocoPhillips’ share (23.25 percent), KNOC (14.25 percent), SK Corp. (9 percent), and Geopetrol (3.5 percent). Su Tu Den and Su Tu Vang came online in 2003 and 2008, respectively. Su Tu Vang is currently Vietnam’s second largest oilfield, producing around 70,000 bbl/d. Both fields have boosted production within Cuu Long basin, helping to offset declining Bach Ho production. CLJOC anticipates bringing on more production in Block 15-1 at bordering fields such as Su Tu Trang (White Lion) and Su Tu Nau (Brown Lion) between 2012 and 2015. According to consortium partner KNOC, recoverable reserves from the 4 new fields are 621 million barrels.

Besides developments in Block 15-1, several other JVs are undertaking significant exploration activity and bringing on several fields in the Cuu Long Basin. The Vietnam-Russia-Japan Petroleum Company launched the Doi Moi (South Dragon) field in 2010, producing 32,000 bbl/d and continues drilling surrounding developments. The Hoang Long JV operates the more sizeable Te Giac Trang (White Rhino) field, which came online in 2011 and has 55,000 bbl/d of peak capacity. Other smaller fields such as Hai Su Trang (White Sea lion) and Hai Su Den (Black Sea lion) are targeted to start production in 2013.

There are also extensive exploration and development activities ongoing in the Nam Con Son and Malay basins. The Nam Con Son basin, located south of the Cuu Long basin, is estimated to account for about 20 percent of Vietnam’s hydrocarbon resources (4.5 billion barrels of oil equivalent). Vietnam launched production from the 25,000 bbl/d Chim Sao (Blackbird) field in 2011. Vietnam also receives about 27,000 bbl/d of oil from the shared PM-3 Commercial Arrangement Area between Vietnam and Malaysia.

Licensing Rounds
Vietnam held its first licensing round in 2004, although the offers did not receive significant attention from international oil companies. Vietnam launched the second bidding round in 2007 with improved terms for potential investors, hoping to garner interest from IOCs in order to draw on their superior technical expertise. This round included 7 blocks in technically difficult exploration areas in the Song Hong and Phu Khanh basins in northern and central Vietnam. A limited bidding round was held in 2008 for 7 blocks and subsequently signed 4 PSCs were signed. Between 2009 and 2010, another 19 PSCs were signed on an ad hoc basis.

The fourth international round, which began in the latter half of 2011, includes blocks from the gas-rich Nam Con Son, Phu Quoc, and Malay-Thochu basins. PetroVietnam intends to award exploration licenses for 9 blocks in the offshore basin by mid-2012. Although all of the fields are located close to the Spratly Islands, where China has contesting interests, China has not opposed exploration of the basins. Four of the blocks were retendered after previous operators relinquished rights. Only three of the blocks are in unexplored areas.
http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=VM&trk=wn

Overlapping EEZ Claims and Oil Fields

http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/South_China_Sea/SouthChinaSeaTerritorialIssues.html

South China Sea Islands – University of Texas

Spratly Islands – U of Texas

Map 1: Full allocation of the SCS without consideration of Spratlys or Paracels.

Map 2: Full allocation of the SCS taking into account ownership of the Paracels.

Map 3: 200 mile boundaries without consideration of the Spratlys or Paracels.

Map 4: 200 mile boundaries taking into account ownership of the Paracels.

Territorial Claims in the south China Sea – R.B. Cribb

Spratly Islands – Conflicting Claims, SCS WWW VL

http://www.southchinasea.org/category/mpas/territorial-claims/

Europe’s energy position, annual report 2010: EU energy consumption

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

http://ec.europa.eu/energy/observatory/annual_reports/doc/2010_annual_report.zip

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Commercial Strategy


http://www.novatek.ru/common/upload/doc/Strategy_Presentation_ENG.pdf

Сжиженные углеводородные газы (англ. Liquefied petroleum gas (LPG))

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Global & Russian Energy Market Outlook


http://www.novatek.ru/common/upload/doc/Strategy_Presentation_ENG.pdf

Презентация «Газпрома» к Дню инвестора. Экспорт


http://www.vedomosti.ru/newsline/news/1501402/evropa_ohladila_gazprom
http://www.vedomosti.ru/cgi-bin/get_document.cgi/vedomosti_13-02-2012.pdf?file=2012/02/13/275730_0647454470

Презентация «Газпрома» к Дню инвестора. Стратегия


http://www.vedomosti.ru/newsline/news/1501402/evropa_ohladila_gazprom
http://www.vedomosti.ru/cgi-bin/get_document.cgi/vedomosti_13-02-2012.pdf?file=2012/02/13/275730_0647454470

Оман: нефть и газ

Мillennium energy atlas, 1999


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

Oil

Natural gas


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=MU


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

energy.gov: Report On The First Quadrennial Technology Review


http://www.doe.gov/quadrennial-technology-review
http://energy.gov/downloads/report-first-quadrennial-technology-review
http://energy.gov/sites/prod/files/QTR_report.pdf

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

Eurogas Statistical Report 2010













http://www.eurogas.org/uploaded/Eurogas%20Statistical%20Report%202010_Final%20291110.pdf

Годовые отчеты
http://www.eurogas.org/publications_annualReport.aspx

«Северный поток» и другие трубопроводы

06.09.2011
Сегодня на компрессорной станции «Портовая» в районе Выборга Ленинградской области состоялись торжественные мероприятия, посвященные началу заполнения природным газом первой нитки газопровода «Северный поток».

В мероприятиях приняли участие Председатель Правительства Российской Федерации Владимир Путин, полномочный представитель Президента Российской Федерации в Северо-Западном федеральном округе Илья Клебанов, Губернатор Санкт-Петербурга Георгий Полтавченко, Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, Председатель Комитета акционеров Nord Stream AG Герхард Шредер, Управляющий директор Nord Stream AG Маттиас Варниг.


Герхард Шредер, Владимир Путин, Алексей Миллер, заместитель Председателя Правительства Российской Федерации Игорь Сечин и Маттиас Варниг на компрессорной станции «Портовая»

Заполнение газопровода является необходимым завершающим технологическим этапом перед вводом в эксплуатацию первой нитки газопровода «Северный поток». Заполнение газопровода газом продлится около месяца с помощью специальной установки подготовки газа.

В настоящее время на береговых участках в России и Германии проведены необходимые работы для обеспечения поставок природного газа по газопроводу «Северный поток».


Владимир Путин дает старт заполнению газом газопровода «Северный поток»

Ввод в эксплуатацию первой нитки «Северного потока» производительностью 27,5 млрд куб. м газа в год намечен на IV квартал 2011 года. Строительство второй нитки газопровода увеличит его пропускную способность до 55 млрд куб. м.
Проект «Северный поток» реализует совместное предприятие Nord Stream AG, образованное с целью планирования, строительства и последующей эксплуатации морского газопровода. В настоящий момент доли в компании Nord Stream AG распределены следующим образом: ОАО «Газпром» — 51%, Wintershall Holding и E.ON Ruhrgas — по 15,5%, Gasunie и GDF Suez — по 9%.
3 сентября 2011 года произошло соединение сухопутной и морской частей газопровода «Северный поток» на территории КС «Портовая», что дало возможность начать заполнение морской части.
http://gazprom.ru/press/news/2011/september/article118592/

После пуска подачи газа на морской участок газопровода «Северный поток» В.В.Путин в присутствии председателя комитета акционеров компании «Норд Стрим АГ», бывшего канцлера ФРГ Г.Шрёдера и главы «Газпрома» А.Б.Миллера побеседовал с журналистами
Стенограмма:
В.В.Путин: Мы построили это меньше чем за 1,3 года – 1244 км. И уже за это время построили 640 км второй линии – больше половины. Работа была в разных условиях, и не только климатических, но и финансовых. И тем не менее мировые банки выделили кредиты где-то в районе 3 млрд евро, а всё остальное внесли акционеры, причём крупнейшие мировые банки. Для Германии это будет, наверное, любопытно — объём предоставляемого газа будет сопоставим с энергией, которую вырабатывает 11 атомных электростанций…
Команда «Норд Стрим» небольшая – всего 160 человек, но это представители 23 стран! Настоящая, большая международная команда. Крупные компании Германии, России, Нидерландов и Франции. А рынки – это Германия, Франция, Нидерланды, Великобритания и Дания. Это отличный проект. И, кстати сказать, что касается экологии: 100 млрд евро истратили на изучение. Сейчас только для системы постоянного контроля истрачена сумма 13 млн евро. В ежедневном режиме снимаются показатели по 16 позициям в тысяче точек по маршруту. Ежеквартально отчёты направляются в экологические службы России, Германии, Швеции, Финляндии и Дании.
Я хотел бы поблагодарить наших коллег в этих странах – Германии, Швеции и Финляндии, Дании – за поддержку. Теперь нужно будет дождаться заполнения технологическим газом и в ноябре можно будет давать старт. Намечается визит Дмитрия Анатольевича Медведева в Германию, можно будет в Германии принять газ вместе с канцлером.
Вопрос: Транзит через Украину уже не так актуален?
В.В.Путин: Украина – наш давний партнёр, традиционный. Как и для любой транзитной страны, всегда есть искушение попользоваться своим исключительным транзитным положением. Теперь этот эксклюзив исчезает. Я думаю, что наши отношения будут приобретать всё более и более цивилизованный рыночный характер.
http://premier.gov.ru/events/news/16377/

06.09.2011
Общие инвестиции в газопровод «Северный поток» составят 8,8 млрд евро. Об этом журналистам сообщил вице-премьер РФ Игорь Сечин. «Общая стоимость составит 8,8 млрд евро с учетом процентных ставок. Пока инвестиции оцениваются на уровне 7,4 млрд евро», — пояснил он.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20110906134515.shtml
Изначально «Газпром» планировал, что смета газопровода составит 5,7 миллиарда долларов, а поставки начнутся в 2007 году. Но проект затянулся и подорожал. В мае Маттиас Варниг, управляющий директор оператора проекта Nord Stream AG, отмечал, что «Северный поток» окупится через 14-15 лет.
http://lenta.ru/news/2011/09/06/start/

В середине июля Путин заявил, что, возможно, потребуется строительство третьей очереди «Северного потока».
Спустя несколько дней стало известно, что России и Германии не удалось договориться о строительстве третьей ветки «Северного потока».
Сейчас Сечин сказал журналистам, что строительство третьей ветки все-таки возможно, тем более после обострения отношений с Украиной, требующей снижения цены на газ.
http://www.gazeta.ru/news/business/2011/09/06/n_1997169.shtml

06.09.2011
Соглашение по «Южному потоку» подпишут 16 сентября, доля Eni cократится до 20%
Соглашение акционеров проекта строительства газопровода «Южный поток», который планируется проложить из России в Европу по дну Черного моря, будет подписано 16 сентября, при этом доля итальянской Eni в проекте сократится до 20%, французская EDF и германская Wintershall получат по 15%, сообщил во вторник глава «Газпрома» Алексей Миллер.

«Шестнадцатого сентября в Сочи мы планируем подписать соглашение акционеров, это базовый документ по реализации проекта. Компания Eni должна будет получить 20%, «Газпром» — 50%, EDF и Wintershall — по 15%», – сказал Миллер премьер-министру России Владимиру Путину во время осмотра стендов, посвященных проекту «Северный поток».

«Реализация проекта «Южный поток» идет строго по графику», – доложил глава «Газпрома».
http://www.gazeta.ru/news/business/2011/09/06/n_1997253.shtml
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20110906153301.shtml

— — — — — — — — — —
Украина получает газ по цене, сопоставимой с ценой для потребителей Германии, сказал журналистам председатель правления ОАО «Газпром» (РТС: GAZP) Алексей Миллер.

При этом он напомнил, что с германскими партнерами «Газпром» совместно владеет, в том числе, магистральными газопроводами на территории Германии. «Ничего подобного нет на Украине», — сказал глава газового концерна.
Миллер также добавил, что Украина получает газ дешевле, чем потребители Польши, Венгрии, Турции, Румынии. «Наши украинские коллеги сели в поезд под названием «Дешевый российский газ», не знают, на какой станции выйти, и не знают, что могут заехать в тупик», — заявил он.
на http://www.interfax.ru/news.asp?id=206678

На встрече с главой «Газпрома» Алексеем Миллером Путин также затронул темы газового сотрудничества с Украиной. Он попросил у руководителя компании уточнить, какой объем российского газа будет поставлен на Украину в этом году.

Миллер сообщил, что в эту страну будет поставлено не менее 40 миллиардов кубометров газа.
«Мы предоставили скидку в 100 долларов с одной тысячи кубометров, это примерно означает, что субсидия для Украины составит 4 миллиарда долларов», — уточнил Путин.
«При таком объеме эта сумма субсидии будет ежегодной», — сказал он, получив подтверждение главы «Газпрома».

http://www.ria.ru/economy/20110906/431176465.html

Трубопроводы по состоянию на 2007 г.

— — — — — — — — — —
В 2009 году поставки российского газа в дальнее зарубежье снизились на 8,8% — до 152,8 млрд куб. м газа. Это составило 32% объемов реализации газа и обеспечило 56% выручки Группы «Газпром».

«Газпром» обеспечивает примерно треть суммарного импорта в Западную Европу.
Доля Группы «Газпром» в суммарном импорте газа в Западную Европу

http://www.gazprom.ru/marketing/europe/

Продажа в страны дальнего зарубежья в 2010 г. – 148,1 млрд куб. м газа
Продажа в страны СНГ и Балтии в 2010 г. – 70,2 млрд куб. м газа
http://gazpromquestions.ru/?id=34

ОАО «Газпром» прогнозирует в 2011г. экспорт газа в страны дальнего зарубежья на уровне 155-158 млрд куб. м. Об этом сообщил глава концерна Алексей Миллер на встрече с премьер-министром РФ Владимиром Путиным.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20110906151629.shtml

Gazprom ups exports to Europe 21% in Q2

http://www.interfax.com/newsinf.asp?y=2011&m=8&d=16&pg=9&id=266129

September 14th, 2010. Europe and Russian Natural Gas

http://energy.sia-partners.com/?p=300

trubagaz.ru: Катар. Экспорт газа в Европу

В апреле “Газпром” увеличил экспорт газа в Европу на 20,5% по сравнению с тем же периодом прошлого года, а в мае рост ускорился – ежесуточные поставки превышают уровень 2010 г на 27,8%. Причин, как и прежде, две – нестабильность на севере Африки и авария на японской АЭС “Фукусима-1”, после чего европейские регуляторы приняли решение провести стресс-тесты 143 европейских энергоблоков. Тесты будут изучать способности АЭС выдерживать природные катастрофы, в частности, землетрясения и наводнения. В результате могут оказаться закрыты некоторые старые европейские атомные станции. Вкупе с истощающимися газовыми запасами Норвегии, возможной вспышкой нестабильности в Алжире, а также полной неопределенностью со сланцевым газом, будущее “Газпрома” в Европе кажется безоблачным.


Но не все готовы стоять на обочине и смотреть, как наш газовый гигант снимает все сливки. Страной, активно желающей поучаствовать в разделе доходов от благоприятной конъюнктуры, является Катар. Ранее Трубагаз.Ру уже писал о проекте Катарбукко, предусматривающем строительство газопровода по маршруту Катар-Ирак-Турция-Европа. О проекте в последнее время ничего не слышно, но многие аналитики сходятся во мнении, что Катар в будущем интенсифицирует поставки в Европу голубого топлива.

В марте 2010 г Катар высказывал пожелание построить в Болгарии СПГ-терминал. Также компания Qatar Petroleum владеет 67,5% СПГ-терминала South Hook LNG в Великобритании. Кроме того, у компании Qatar Terminal Limited, подразделении Qatar Petroleum, есть доля в итальянском терминале Adriatic LNG. Катар также, согласно официальной информации, высказывал готовность принять участие в строительстве морских терминалов по приему СПГ в Украине.

Стремление Катара участвовать в строительстве СПГ-терминалов в Украине и Болгарии на первый взгляд выглядит неоправданным, учитывая, что СПГ-танкерам нужно проходить загруженный пролив Босфор. Но Турция – верный друг Катара, с которым у нее недавно были подписаны соглашения о военном сотрудничестве, предложила вариант – построить дублирующий канал, параллельный Босфору. Таким образом, доступность Европы для катарского газа в перспективе вырастет, ибо для обеспечения невысокой себестоимости СПГ его необходимо возить большими танкерами.

В целом, Катар производит 77 млн тонн СПГ в год и планирует наращивать мощности. В стране стабильная политическая ситуация и самый высокий ВВП на душу населения в мире, 110,7 тыс долл в год. Внешняя политика, как отмечают наблюдатели, очень разумна, Катар дружит почти со всеми соседями.

Напомню, что доля СПГ в поставках газа в Европу составляла 12% в 2008 г, 16% в 2009 г, и 18% в 2010 г. При этом в 2010 г 41% СПГ было доставлено в Европу из Катара, 22% — из Алжира, 5% — из Египта, 18% — из Нигерии, и 7% — из Тринидада. Источником около 4% СПГ была Норвегия. Активное строительство в Европе СПГ-терминалов вкупе с активностью Катара может ударить по благополучию “Газпрома”. Тем более что со стороны Катара возможен демпинг.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/katar-gotovitsja-brosit-vyzov-gazpromu/