Архив меток: газ сжиженный

Wood Mackenzie: Celebrating 50 years of LNG

http://www.woodmac.com/public/industry-views/content/12525117

Реклама

О ценах на экспортный СПГ США

Cheniere подписала ещё одно соглашение о поставках СПГ в Европу

Американская Cheniere и Électricité de France (EDF) подписали договор о купле-продаже сжиженного природного газа.

Газ будет продаваться на условиях FOB по цене, привязанной к фьючерсам Henry Hub.
Формула цены (в долларах за миллион БТЕ):

PriceFOB = 1.15 x [Henry Hub Price] + 3.50

Например, сегодня газ с поставкой в августе стоил бы $8.05/MMBtu, что в пересчёте на стандарты отчётности Газпрома составляет 258 долларов за 1000 кубометров.

P.S. С доставкой и регазификацией будет примерно $9.50/MMBtu или $304/тыс.куб.м.

Комментарии в записи
— Интересно, сколько цена будет вместе с транспортом. чуть выше сказано о FOB, а это значит, цена в порту отправления. Поэтому я и спросил про окончательную цену.
— Надо прибавить ещё $2.50/MMBtu для Японии. Для Европы $1.50.
— могут и в 1мМбтю уложиться (0.7 шиппинг Лузиана в США- Грэйн в Англии) + 0.3 регизификация.
— Нет, меньше доллара шипинг с Техасского залива до Британии (на новом корабле) никак не получается.
— надо добавить примерно $1.5/MMBtu вместе с регазификацией
— Я бы не стал будущую цену для французов расчитывать по нынешней цене на Henry Hub. Просто потому что когда Америка начнет поставки СПГ, то с внутреннего рынка уйдут излишки, которые сейчас давят цену вниз. И цена на Henry Hub пойдет вверх. И цена для французов будет уже гораздо выше.

Ну а если на рынок таки выпустят Иран, и как обещают аналитики, цены на нефть свалится на четверть, то для французов наступит тогда вообще полный попадос — газовые цены, завязанные на нефтяную формулу просядут, а цены на Henry Hub еще сильнее полезут наверх, так как с рынка уйдет часть газовых скважин, завязанных по доходу на кондесат. И цена по указанной формуле может раза в два переплюнуть цену нефтяной формулы. Впрочем если рассматривать такие договоры как диверсификацию любой ценой, то OK, цена тут второстепенна.

— — — — —
Итоговая цена с доставкой и регазификацией для Европы
Price = 1.15 x [Henry Hub Price] + 3.50 + 1.5

— — — — —
Цены на газ в США

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


http://eegas.com/price_chart.htm

— — — — —
После оплаты Украиной 2 миллиардов долларов долга «Газпром» обязуется поставить 5 миллиардов кубометров газа по 385 долларов за тысячу кубометров.

eia.gov: India is increasingly dependent on imported fossil fuels as demand continues to rise


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=17551

eia.gov: Природный газ в Китае


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=17591

eia.gov: Структура энергопотребления и цена на электроэнергии для домохозяйств

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=17611

eia.gov: Planned liquefaction projects in the Americas would increase capacity 8-fold by 2019

http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_03082014.pdf

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

Почему американский газ не спасёт Европу

nationalinterest.org: LNG Won’t Save Europe
Почему американский газ не спасёт Европу

Общеизвестно, что технологии горизонтально-направленного бурения и фрекинга предотвратили спад добычи нефти и природного газа в США. Но в отличие от липовой бухгалтерской отчётности Белого дома, где один и тот же доллар может быть потрачен дважды, в действительности невозможно дважды сжечь одну и ту же молекулу природного газа. Выражаясь точнее, США не могут одновременно повысить свою энергетическую независимость и спасти Европу от русского энергетического медведя. Так что значительные объёмы экспорта сжиженного природного газа (СПГ) в Европу из США – всего лишь несбыточная мечта политиков.

В 2013 году все европейские государства плюс Швейцария, Норвегия, Турция и балканские государства потребили 18,7 триллиона кубических футов (Tcf) природного газа. По данным Управления по энергетической информации США, 30 процентов или 5,7 Tcf поставила Россия. Смогут ли Штаты обеспечить такой объём газа «Большой Европе»?

Владимир Путин владеет теми же фактами, касающимися энергетики, что и Барак Обама. Они оба знают, что объективно США никак не в состоянии поставить 5,7 Tcf. И вот почему.

Отсутствие трубопровода

Не существует трубопровода, по которому значительные объёмы природного газа поставлялись бы из США в Европу. Так что весь экспортный газ придётся сжижать и отправлять в Европу через Атлантический океан. Процесс сжижения природного газа чрезвычайно энергоёмкий, и для его осуществления, в свою очередь, потребуются огромные объёмы газа. Процесс сжижения 5,7 Tcf потребует дополнительно более 1,9 Tcf природного газа. Так что для обеспечения экспорта в Европу 5,7 Tcf США на самом деле необходимо 7,6 Tcf.

Нехватка для внутренних потребностей

Если США ежегодно будут расходовать 7,6 Tcf своего газа на поставки в Европу, у них не хватит ресурсов для обеспечения внутренних потребностей. Прошедшей зимой запасы природного газа в американских хранилищах сократились до 800 миллиардов кубических футов. И если бы США отправили весь этот газ из хранилищ в Европу (обеспечив её на 50 дней), по всей Америке погасли бы огни. Дело в том, что газ в хранилищах поддерживает давление в системе газоснабжения. И без этого давления остановилась бы вся нуждающаяся в газе промышленность, в том числе и электростанции, вырабатывающие треть электроэнергии страны.

А как же сланцевый газ от фрекинга? Дело в том, что даже с учётом увеличения добычи США до сих пор ежегодно импортируют 1,3 Tcf. И хотя добыча сланцевого газа будет возрастать, производство электроэнергии также потребует больше газа, учитывая войну, объявленную Обамой угольным электростанциям. Словом, на экспорт в Европу не хватит.

И это особенно верно в свете 2 важных фактов. Во-первых, производство газа в самой Европе падает по мере снижения добычи в Норвегии. Во-вторых, политическая ситуация в Северной Африке остаётся неспокойной. Этот регион, поставляющий значительные объёмы газа в Европу, не является надёжным партнёром, от которого можно уверенно ожидать увеличения поставок.

Цена

При нынешних условиях США смогут поставлять СПГ в Европу по цене более 9 долларов за тысячу кубических футов (Mcf), чтобы покрыть затраты на сжижение и транспортировку. Себестоимость добычи за тысячу кубических футов для России составляет 50 центов, причём газ поставляется по трубопроводу, и необходимости в сжижении нет. Соответственно, Россия может существенно подорвать поставки американского СПГ на неопределённый срок.

Более того, американские комплексы СПГ не располагают достаточными мощностями для крупных поставок в Европу. Амортизация вновь построенных объектов займёт десятилетия. Если европейцы не намерены растягивать политические трения с Россией на 20 лет или дольше, то Европа вряд ли откажется от российского газа и заключит долгосрочные контракты с американскими поставщиками СПГ. А без этих соглашений нет оснований для финансирования и строительства комплексов СПГ, рассчитанных, в первую очередь, на поставки в Европу.

Кто в действительности выиграет от экспорта американского СПГ в Европу

Американский СПГ не принесёт Европе независимость от российского газа, зато позволит производителям газа поднять цены на внутреннем рынке США. Это выгодно производителям, но совсем не столь замечательно для потребителей.

— — — —
i/ Сосредоточенность автора только на газе мешает увидеть, что уголь на рынке США мог бы заменить газ.
ii/ Тем более, что США являюися экспортером угля, но угледобывающие компании находятся в плачевном состоянии из-за низких цен на уголь.


http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/

iii/ Повышение в США цен на уголь было бы полезно для энергетики и дало бы воможность экспорировать больше газа, не влияя существенно на его внутреннюю цену.
Хотя годовым ценам на газ надо бы подрасти до уровня 5$/1000 куб.футов

Gas Infrastructure Europe

http://www.gie.eu/

Gas Infrastructure Europe is a representative organisation towards the European Institutions (European Commission, European Parliament, Council of the European Union) as well as the European bodies of regulators (ERGEG, CEER) and other stakeholders.

GIE was formally established on 10 March 2005 as a legally independent and non-profit association with official statutes. Its Secretariat is based in Brussels (Avenue de Cortenbergh 100). The GIE President is Mr. Jean-Claude Depail.

GIE — Gas Infrastructure Europe — is representing 68 member companies from 25 countries, gathering operators of gas infrastructures across Europe: transmission pipelines, storage facilities and LNG terminals.

GIE is the umbrella organisation for its three subdivisions :

GLE GTE — Gas Transmission Europe
representing the Transmission System Operators (TSO)
GSE GSE — Gas Storage Europe
representing the Storage System Operators (SSO)
GLE GLE — Gas LNG Europe
representing the LNG Terminal Operators (TO)
http://www.gie.eu/index.php/about-us/who-we-are

Glossary http://www.gie.eu/KC/glossary.html
Links http://www.gie.eu/index.php/links

GIE Publications http://www.gie.eu/index.php/publications

System Development Map http://www.gie.eu/index.php/maps-data/system-development-map
GTE Capacity Map http://www.gie.eu/index.php/maps-data/gte-capacity-map
GSE Storage Map http://www.gie.eu/index.php/maps-data/gse-storage-map

GSE Transparency Template
http://www.gie.eu/index.php/maps-data/gse-transparency-template
https://transparency.gie.eu/

LNG Map http://www.gie.eu/index.php/maps-data/lng-map
LNG Investment Database http://www.gie.eu/index.php/maps-data/lng-investment-database

Transmission


http://www.gie.eu/KC/generalfigures.html

Gas demand

http://www.gie.eu/KC/generalfigures_gasdemand.html

Storage


http://www.gie.eu/KC/generalfigures_storage.html

LNG


http://www.gie.eu/KC/generalfigures_lng.html

Investments


http://www.gie.eu/KC/generalfigures_investments.html

Прогнозы об экспорте сжиженного газ из США

Между пропагандой и реальностью: для американского газового экспорта приближается момент истины
http://www.odnako.org/blogs/mezhdu-propagandoy-i-realnostyu-dlya-amerikanskogo-gazovogo-eksporta-priblizhaetsya-moment-istini/

Wellhead Price, Exports Price of Liquefied Natural Gas

годовой график

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

месячные графики


http://iv-g.livejournal.com/954698.html
Более свежие данные только за ноябрь http://ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf

— — — — — —
Вполне возможна ситуация, когда:
цены на газ будут сдерживать в США, давая им расти до 7 $/1000 куб.футов
цены на экспортные будут держаться не менее 12-13 $/1000 куб.футов

тогда цена 12-13 $/1000 куб.футов будет выше экспортной цены Газпрома для Германии

http://www.eegas.com/price_chart.htm

Другое мнение:
http://www.zerohedge.com/news/2014-06-22/lng-long-strategic-play-europe
СПГ будет на 1 $/1000 куб.футов меньше, чем у Газпрома

Газовые цены и энергетика Китая


http://blogs.wsj.com/chinarealtime/2014/05/19/why-china-is-driving-a-hard-bargain-with-russia-over-gas/

Американская цена газа около 3-4$ за mBtu, европейская цена колеблется около 10-12$, азиатская — 13-15$.

У Китая все замечательно с энергетической безопасностью, низкие цены, диверсификация, собственные запасы:
— цены по многим контрактам ниже рыночных,
— монополизма поставок в Китай не существует, ему продают газ почти 10 поставщиков,
— существует возможность наращивания собственной добычи газа из сланцев.

Газовый контракт с Россией — это еще одна возможность для Китая стабилизировать внутренние цены при кратном росте потребления (за 10 лет потребление газа в Китае выросло в 4 раза!). Также в газовых поставках из России Китай получает аргумент для переговоров с другими поставщиками (сбивать цену можно только если создать избыток поставок товара).
http://pound-sterling.livejournal.com/344815.html

— — — —
Реальное замедление экономики КНР
http://russian.people.com.cn/31518/8628970.html
По-своему это сенсация. Потребление электроэнергии в апреле в годовом исчислении возросло всего на 4,6%. То есть, реальные физические объемы роста производства в КНР намного ниже официальных.
Что касается статистики, то есть цифры, которым можно верить, а есть, которым лучше не верить. Внешняя торговля и производство электроэнергии относятся к наиболее легко проверяемым и поэтому наиболее достоверным.

Об электроэнергии в КНР
Даже многие китаисты особо не вникают в суть проблемы. Во первых, Китай традиционно производит мало энергии относительно объемов промышленности. В итоге всё последнее десятилетие в КНР нормой были веерные отключения. Большинство отключений летом — промышленность работает особенно интенсивно, там большая часть отпусков падает на зиму (Новый год) плюс кондиционеры плюс сельское хозяйство. Теоретически замедление темпов роста обязано сопровождаться не меньшим как в прежние годы темпами роста энергетики, чтобы компенсировать нехватку энергии. Ан, нет. Это долгая история, главное — результат.

Второе, официальная статистика уже три года подряд показывает снижение потребления энергии в сельском хозяйстве. А что может привести к падению потребления в статистике? А) Предположим падение производства из-за сокращения пахотных земель Б) Предположим перевод ряда промышленных предприятий в сельской местности из разряда местного сельхозпроизводства в разряд промышленного. ИМХО, имеют место оба процесса. Процесс А находит выражение в резком росте импорта сельхозпродукции. Процесс Б статистически важен для поддержания иллюзии высоких тепов роста. Перевели прежнее промпроизводство на селе в чисто промышленное, получили иллюзию роста. Например, 7,5% вместо 6,5%. При этом самообман в отчетности выгоден всем ступеням власти.

Третий вариант требует особого изучения. При веерных отключения в КНР предприятия продолжают работать за счет мини дизельных электростанций. Продукция в итоге стоит дороже. Если заодно посмотреть на темпы роста ввоза угля и нефти, то надо признать — угольная промышленность не поспевает за нуждами страны. Правительство боится резко расширять производство электроэнергии, поскольку резкий рост ввоза энергоносителей уничтожит положительный внешнеторговый баланс страны, то есть реальный рост всё равно ниже заявленного. И это не отменяет сказанного под пунктами А и Б.

vz.ru: Украинский газовый транзит, сланцевый газ и экспорт СПГ из США

12 мая 2014
Читать далее

vedomosti.ru: Сенаторы просят Обаму не разбазаривать дешевый газ

Американские семьи и бизнес зависят от невысоких цен на газ и надежности поставок, экспорт газа лишит их этого преимущества, говорится в письме 22 сенаторов президенту США Бараку Обаме. Они просят проанализировать, как разрешение на экспорт сжиженного природного газа (СПГ) может сказаться на национальной промышленности и благосостоянии людей.

Несколькими днями ранее группа сенаторов отправила Обаме письмо с противоположным советом — ускорить процесс одобрения лицензий на экспорт СПГ. Кризис на Украине продолжается и «ряд наших союзников» в Европе озабочены проблемами поставок газа и «ограничениями в американской энергетической политике», США должны дать сигнал, что поставки возможны, настаивали они.

Сейчас для поставок СПГ из США нужна лицензия министерства энергетики, в прошлом году было выдано шесть лицензий на строительство новых мощностей. За сохранение ограничений выступают крупнейшие энергоемкие компании — Dow Chemical и Alcoa. За их снятие — нефтегазовые компании, такие как ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips. Стоимость газа в США снизилась с середины 2008 г. почти втрое до $4,57 за 1 млн британских термальных единиц (BTU).

По расчетам Управления энергетической информации (EIA), либерализация экспорта может привести к росту цен на газ на 54%. При таком сценарии бизнесу и семьям придется заплатить дополнительно $60 млрд в год, предупреждают сенаторы. Из-за суровых погодных условий этой зимой в некоторых регионах газа не хватало, а цены взлетели почти вдвое — до $8 млн за BTU, если экспорт будет разрешен, стране грозит постоянный дефицит, приводят еще один аргумент сенаторы. По данным EIA, запасы природного газа сейчас на 55% ниже среднего уровня за пять лет.

Сенаторы просят Обаму ставить во главу угла общественные интересы и общий экономический расчет, а не какие-либо другие факторы. В марте Обама заявил, что США могут заменить Россию на газовом рынке Европы и даже поставить больше, чем требуется ЕС. Но, по мнению аналитиков Economist Intelligence Unit, технически американский СПГ не может появиться в Европе раньше 2015 г. — нет терминалов для экспорта.

Сейчас 70% мировых поставок СПГ получают Китай, Индия, Япония и Южная Корея. Исходя из контрактов, которые уже заключены американскими экспортерами, азиатские рынки станут в будущем главными потребителями американского СПГ. По данным Bloomberg, цены в азиатских контрактах в 3-4 раза выше, чем в США.

Рост поставок может навредить национальной промышленности, остановить рост числа рабочих мест и поставить под угрозу энергетическую независимость США, пишут сенаторы. Благодаря снижению цен на газ удалось создать 600 000 рабочих мест с 2010 г., приводят они данные. По прогнозу Boston Consulting Group, низкие цены на газ могут помочь США создать 5 млн новых рабочих мест до 2020 г., к 2015 г. доля затрат на природный газ в США составит 2% от производственных издержек, на электроэнергию — 1%, в Японии и основных странах-экспортерах Европы — 5-8% и 2-5% соответственно.

http://www.vedomosti.ru/companies/news/26335731/deshevyj-gaz-tolko-dlya-ssha

aftershock: Будущие перспективы экспорта газа из США

Поиск по тэгу «газ» на interfax.ru

25 марта 2014 года
Мечта Европы отказаться от российского газа может быть воплощена за год

Обеспеченность стран ЕС природным газом на 70-100% зависит от поставок Газпрома. При неблагоприятном развитии ситуации вокруг Украины Газпром за неуплату долгов может перекрыть транзит газа через украинскую территорию, в результате чего Европа недополучит около 50% российского топлива. Если же дело дойдет до «экономической войны», Россия может полностью остановить экспорт газа, опасаются в европейских столицах.

Энергетическая безопасность была одной из ключевых тем обсуждения на саммите ЕС в Брюсселе 20-21 марта. По итогам встречи лидеры ЕС поручили Еврокомиссии в течение нескольких месяцев разработать план конкретных мер по диверсификации внешних источников поставки энергоносителей на европейский рынок к 2030г. Президент ЕС Херман ван Ромпей заявил по итогам саммита, что нынешний кризис взаимоотношений с Россией требует от Европы оперативных мер по снижению зависимости от российских энергоресурсов. Если ничего не предпринимать, то к 2035г. Европа более чем на 80% будет зависеть от зарубежных поставок нефти и газа (сейчас — 60%), предупреждают в Международном энергетическом агентстве.

Перспективы снижения зависимости от российского газа более чем реальны, выяснила брюссельская исследовательская организация Bruegel. Ее эксперты утверждают, что в теории Евросоюз мог бы полностью заместить импорт газа из России доступными альтернативными источниками в перспективе одного года.

В 2013г. Газпром экспортировал в Европу 138 млрд куб. м (27% потребностей). Еще 23% газа Евросоюз получил из Норвегии, 8% — из Северной Африки, 9% — в виде СПГ (преимущественно из Азии). Оставшиеся 33% газовых нужд покрываются собственной добычей.

По оценкам Bruegel, существующая инфраструктура позволяет увеличить поставки из Норвегии на 20 млрд куб. м газа в год. До 60 млрд «кубов» российского газа можно заместить дополнительным импортом СПГ. Кроме того, добыча на крупнейшем в Европе Гронингенском газовом месторождении в Нидерландах может быть увеличена до 60 млрд куб. м, тогда как сейчас предельная добыча составляет 43 млрд куб. м в год. Наконец, у Европы есть возможности по экономии газа и сокращению газовых нужд (например, за счет использования нефтепродуктов вместо газа для отопления). Применение всех этих мер и альтернативных источников позволит Европе с лихвой заместить импорт российского газа, заключают эксперты Bruegel.

Оптимальная комбинация этих мер позволит Европе обрести независимость от российского газа всего за 3,9 млрд долл., что составляет лишь 0,02% от европейского ВВП, — такова суммарная стоимость замещения российского газа. А вот упущенная выручка России достигнет в таком случае более 48 млрд долл. (2,2% от ВВП страны).

Отметим, что экспертный доклад не учитывает ряда практических трудностей, которые осложняют осуществление этого плана. Например, не принимаются во внимание логистические ограничения существующей на данный момент европейской газовой сети, из-за которых страны Прибалтики могут качать голубое топливо только из России напрямую. И, несомненно, столь масштабное решение потребует от всех стран Евросоюза исчерпывающей координации своих действий, чего Брюсселю часто не хватает.

26 марта 2014 года
«Мы готовы разрешить экспорт природного газа в таких количествах ежедневно, в которых ежедневно использует его Европа», — заявил президент США Барак Обама в среду в Брюсселе на пресс-конференции после саммита США-ЕС.

26 марта 2014 года
Обама: Мы готовы дать разрешение на экспорт природного газа в объемах, ежедневно потребляемых Европой
Некоторые конкретные цифры:
Собственная добыча газа в США по данным на год 2012 — 25,308 (млрд. куб.футов, как и далее), потребление — 25,533. Разница: -0,225.
В Европе собственная добыча — 10,183, потребление — 18,684. Разница: -8,501.

Три вопроса —
1) кого конкретно Обама предлагает отключать от газа в США, чтобы это было выполнимо?
2) когда конкретно планируется начать строительство транспортной инфраструктуры необходимых масштабов, отсутствующей сегодня?
3) каков должен быть минимальный уровень цен, чтобы эта афера была состоятельной хотя бы с финансовой точки зрения?

А ничего что в Канаде нет заводов СПГ, которые на экспорт. Есть только один — на импорт.
http://www.nrcan.gc.ca/energy/natural-gas/5679

02 апреля 2014 года
Bernstein: отказ Европы от российского газа потребует инвестиций в $215 млрд

Отказ Европы от поставок российского газа повлечет за собой необходимость в инвестициях на сумму до $215 млрд, сообщает агентство Bloomberg со ссылкой на обзор Sanford C. Bernstein & Co.

Чтобы отказаться от поставок российского природного газа, потребуется, чтобы спрос со стороны населения и компаний в Европе сократился на 15 млрд кубометров, при этом ежегодные расходы на более дорогостоящие источники энергии составят примерно $40 млрд, прогнозирует Sanford C. Bernstein.

Снижение зависимости от российского газа также «обязательно приведет к тому, что всем в Евросоюзе придется раз в месяц принимать холодный душ, выбросы CO2 увеличатся на 300 млн тонн в год, налоговые льготы для добычи норвежского газа составят $12 млрд, мощности атомной энергетики в Европе увеличатся на 5%, а большинство предприятий, потребляющих существенные объемы газа, закроются», — прогнозирует Bernstein.

«Хочешь не хочешь, но, на наш взгляд, Европе не обойтись без российского газа, — говорится в обзоре. — Рассмотрев различные сценарии отказа Европы от поставок российского газа, мы пришли к выводу, что ни один из них не выглядит особенно привлекательным».

«Наш вывод заключается в том, что «лекарство хуже болезни» и нынешнее недовольство по поводу зависимости от российского газа долго не продержится», — сообщает Bernstein.

06 апреля 2014 года
Будущие перспективы экспорта газа из США

Вопрос 1. Сколько газа сейчас добывает США?
(а) Еле-еле хватает на свои нужды.
(б) Достаточно, чтобы экспортировать много.
(в) Достаточно, чтобы экспортировать чуть-чуть.
(г) Не хватает и приходится импортировать.

Правильный ответ — «г». США — многолетний импортер газа. Даже согласно официальным прогнозам EIA, выход на самообеспеченность ожидается лишь в 2017 году.

В этом году, например, по причине холодной зимы, США пришлось очень сильно залезть в свои газовые резервы:

Некоторые причем считают, что уровня добычи недостаточно, чтобы восстановить уровень резервов до следующей зимы.

Вопрос 2. Какой объем экспорта газа из США сейчас обсуждается?
(а) Менее 5% текущего производства.
(б) Около 20%.
(в) Около 40%.
(г) Свыше 60%.

Правильный ответ — «г». Объем зарегистрированных запросов на экспорт газа из США составляет 42 миллиарда кубических футов в день, причем большинство заявок уже одобрено. В 2013 США добывало 67 миллиардов кубических футов в день.

Вопрос 3. Каков ожидаемый рост собственных потребностей США в газе к 2030 году?
(а) Роста не будет.
(б) 12%.
(в) 50%.
(г) 150%.

Согласно официальным прогнозам EIA — правильный ответ «б». Но это входит в противоречие, например, с тем, что с 2020 официально ожидается сокращение добычи нефти в США, и тот же газ станет заместителем для транспорта:

Это повлечет рост в потребности в газе на 100% и больше.

Кроме того, многие сейчас работающие АЭС должны быть замещены в следующие 20 лет. Чем они будут замещаться? Если газом, то потребности будут еще выше. В общеМ, официальный прогноз EIA вызывает очень много вопросов.

Вопрос 4. Как выглядит ожидаемая динамика добычи газа в США в сравнении с другими источниками энергии?
(а) Газ единственный энергоресурс, имеющий значительный рост.
(б) Зеленая энергетика дала значительно больший прирост.
(в) Все виды топлива растут.

Правильный ответ — «а». Согласно официальным прогнозам EIA именно газ может дать основной рост производства энергии до 2040 года:

Газ является единственной зоной существенного роста, доля газа увеличится согласно прогнозам с 31% до 38%.

Вопрос 5. Ожидаемые цены на газ.
(а) Медленный рост.
(б) Быстрый рост.
(в) Смотря кого спрашивать.

Правильный ответ — «в». Согласно официальным прогнозам EIA рост цен на газ будет медленным:

Figure 5. EIA Forecast of Natural Gas prices for electricity use from AEO 2014 Advance Release, together with my forecast of corresponding wellhead prices. (2011 and 2012 are actual amounts, not forecasts.)

Но проблема в том, что производители сланцевого газа не могут обеспечить производство по текущим ценам. Пресса переполнена заявлениями компаний об убытках и неспособности обеспечить добычу при этих ценах — смотри, например, тут.

ИСТОЧНИК
http://ourfiniteworld.com/2014/03/31/the-absurdity-of-us-natural-gas-exports/

А.Собко: Китайский нефтегаз: от казённого министерства к «букету мировых империй»

Китайский нефтегазовый сектор — это уже давно не громоздкое министерство и даже не одна госкомпания. Ещё в 1980-х годах из активов Министерства нефтяной промышленности Китая были выделены три нефтегазовые компании. Самая крупная — CNPC (China National Petroleum Company) — получила активы по разведке и добыче на суше. Компании Sinopec достались нефтеперерабатывающие мощности, а CNOOC (China National Offshore Oil Company) стала заниматься разработкой морских нефтегазовых месторождений. Но в какой-то момент китайское руководство решило поощрять конкуренцию между компаниями «большой тройки», чтобы повысить эффективность работы этих корпораций. В результате к настоящему времени эти компании стали вертикально интегрированными, то есть у них появились активы во всей цепочке — от переработки до сбыта.

В начале 2000-х нефтегазовые корпорации Китая вышли на биржу. Владельцем всех трёх компаний осталось правительство, но в каждой появилась дочерняя структура, в которую головные компании вывели наиболее важные активы. Акции этих дочерних компаний торгуются на Гонконгской, Шанхайской и Нью-Йоркской биржах. У Sinopec это Sinopec Corp., у CNOOC — CNOOC Ltd, и только у CNPC название дочерней компании заметно отличается — Petrochina. Доля государства в разных компаниях несколько отличается, но контрольный пакет во всех случаях остаётся в госсобственности.

Эти (уже давние) трансформации в китайской нефтянке мы описывали [1] ровно год назад. Но жизнь не стоит на месте, и либерализация «нефтегаза» в КНР продолжается. А быстрый рост спроса на природный газ приводит к тому, что именно в этой области изменения проходят наиболее интенсивно.

CNPC — курс на глобальную компанию

Из «большой тройки» CNPC по-прежнему опережает двух младших сестёр по основным показателям производственной деятельности. Что неудивительно, ведь это было заложено в саму структуру разделения. Но все национальные нефтегазовые компании в КНР пытаются стать компаниями глобальными. И, разумеется, в первую очередь CNPC и Petrochina, которые потратили [2] в прошлом году 20 млрд долл. на нефтегазовые активы в целом ряде стран: Австралии, Мозамбике, Перу, Бразилии. Кроме того, Petrochina приобрела и 25% в иракском месторождении «Западная Курна-1». Напомним, что CNPC — и инвестор (20%) российского проекта «Ямал СПГ».

У себя дома CNPC подвергается [3] давлению со стороны небольших компаний, которые пытаются пролоббировать в правительстве меры по своему доступу к трубопроводным мощностям CNPC (и, в конечном счёте, как представляется, — выделения этих активов в отдельную компанию). Но в среднесрочной перспективе, по мнению наблюдателей, серьёзных изменений здесь ждать не следует.

Справедливости ради отметим, что от своего отчасти монопольного положения на рынке компании достаются не только «плюшки». Так, несмотря на недавний раунд повышения внутренних цен на газ (а они — регулируемые) импорт топлива из Средней Азии (и даже из Мьянмы) по-прежнему остаётся невыгодным для Petrochina — только за прошлый год это привело [4] для компании к убыткам в размере 8 млрд долл.

Sinopec — от НПЗ к «сланцам»

Изначально «заточенная» под активы в области нефтепереработки Sinopec уже значительно диверсифицировалась. Добыча нефти компании внутри страны составила [5] 0,85 млн баррелей в день (для сравнения — всего в Китае нефти добывается чуть больше 4 млн баррелей в день, ещё около 6 млн баррелей — импортируется). Плюс небольшие объёмы нефти добываются и на зарубежных проектах Sinopec. Кроме того, здесь следует напомнить и о договорённостях «Роснефти» о поставках российской нефти в Китай. Часто рассматривают КНР в качестве единого импортёра, не обращая внимания на конкретную компанию. И действительно, первые контракты были подписаны с «главной» CNPC. Но прошлой осенью были зафиксированы новые договорённости о продаже «Роснефтью» этого топлива, но уже не для CNPC, а для Sinopec, — по 10 млн тонн в год (то есть 0,2 млн баррелей в день) в течение 10 лет.

В области нефтепереработки Sinopec сохраняет лидерство — с мощностями на 4,7 млн баррелей в день, то есть чуть меньше половины всей китайской переработки.

По газу — по итогам прошлого года было добыто 19 млрд кубометров, относительно немного на общем фоне (преобладающая часть добычи — это CNPC). Но «звёздный час» Sinopec может быть связан с добычей сланцевого газа. Как известно, китайские планы по добычи сланцевого газа анонсировались на уровне 6,5 млрд кубометров к 2015 году и 100 млрд к 2020 году. Как считается, прогнозы эти завышенные (особенно — вторая цифра), так как объёмы за прошлый год много скромнее — 200 млн кубометров. И вот недавно Sinopec объявила, что готова довести сланцевую добычу на своём проекте в Фулине до уровня в 10 млрд кубометров к 2017 году. И если верить приведённым [6] данным, то этот результат может быть реализован. Дело в том, что на данном участке производительность скважин выглядит очень неплохо, на уровне американских запасов, и значительно лучше, чем в той же Польше. Компания в прошлом году уже пробурила в Китае около 20 скважин на сланцевый газ, примерно столько же, сколько CNPC.

Ну и, конечно, зарубежные инвестиции — без этого крупной китайской корпорации вроде как уже и неприлично. Помимо инвестиций [7] в американский «сланец», и уже отмеченных выше проектов по добыче нефти за рубежом, Sinopec рассматривает и участие в канадском терминале по экспорту СПГ.

У третьего китайского гиганта CNOOC уже строится совместное с британской BG производство по сжижению газа в Австралии. Кроме того, напомним: несколько лет назад CNOOC купила канадскую компанию Nexen, а сделка стала крупнейшим (около 15 млрд) поглощением западной компании со стороны Китая. Теперь добыча Nexen (за пределами КНР) обеспечивает [8] и седьмую часть от суммарной нефтегазовой добычи CNOOC.

Импорт сжиженного газа: CNOOC и все-все-все

Но наиболее радикальные изменения проходят в сфере импорта (в виде СПГ) и потребления природного газа. Учитывая, что прибрежные районы страны — это ещё и наиболее развитые территории, логика здесь понятна. Газ сможет потребляться рядом с точкой импорта без необходимости в дорогостоящих тысячекилометровых газопроводах, как это происходит в случае закупок среднеазиатского газа.

Кроме того, реформирование механизмов ценообразования на газ в стране началось именно с этого региона, в результате чего внутренние цены здесь намного привлекательней, чем на большей части территории Китая. В результате, компании заинтересованы даже в закупках дорогого СПГ, и главное, интерес к этому бизнесу вовсю проявляют относительно небольшие компании.

Сейчас — основной импортёр СПГ (около 15 млн тонн в год) — CNOOC. Значительно меньшие объёмы закупает Petrochina, вскоре к ним присоединится и Sinopec. Но потенциал спроса на СПГ намного больше. И как грибы после дождя — позволим себе это банальное сравнение — стали появляться проекты терминалов по приёму СПГ, которые будут контролироваться небольшими компаниями, в том числе и частными. Сейчас такие компании покупают газ у представителей «большой тройки».

Среди них ENN Energy, один из крупных дистрибьюторов газа в Китае, которая в настоящее время готовит [9] собственный терминал по приёму СПГ мощностью 3 млн тонн в год. Как ожидается, он будет запущен в районе 2016 года. Кроме того, ENN развивает собственную программу по сети газовых заправок, у компании уже есть 250 заправок с КПГ (компримированный, то есть сжатый природный газ) и 125 заправок на СПГ.

Как сообщает Platts, Xinjang Guanghui Petroleum совместно с Shell планирует терминал мощностью 600 тыс. тонн, который к 2019 году может быть расширен до 3 млн тонн. Компания Jovo Energy уже построила свой небольшой терминал и получила несколько грузов СПГ. Похожие планы и у других участников рынка. Сотрудничество с такими небольшими частными компаниями Китая, как представляется, станет интересной опцией для трейдеров и торговых подразделений производителей СПГ, в то числе и российских.

Газ для электроэнергетики: возможности интеграции

Сейчас в КНР для выработки электроэнергии используется незначительная часть потребляемого газа — ему пока трудновато выдерживать конкуренцию с углём. И, напротив, пока на газ приходится всего 2% от китайской генерации. Но рост газовой электроэнергетики продолжится. И тут появляется ещё один интересный аспект — создание интегрированных компаний уже и в газовой генерации.

К примеру, китайская CHC, входящая в пятёрку крупнейших генерирующих компаний Китая, и на которую приходится около 10% всей вырабатываемой энергии, также настроена самостоятельно импортировать СПГ на свой собственный терминал. Более того, компания планирует [10] поучаствовать в канадском проекте по сжижению газа, чтобы ещё больше удлинить цепочку.

Ранее мы отмечали [11], что китайская Shenhua, крупнейший производитель угля в Китае, решила инвестировать в американскую сланцевую добычу газа. Возможно, это связано с тем, что у этой компании тоже есть планы по расширению своего бизнеса и в области электрогенерации, в том числе газовой. И наоборот, неоднократно упоминавшаяся CNOOC, пока основной импортёр СПГ, в Китае одновременно является [12] и крупнейшим владельцем газовых электростанций.

Подытоживая: китайский энергетический рынок становится всё интереснее, разнообразнее и гибче. Мы постараемся следить за развитием событий.

1/ http://www.odnako.org/blogs/o-novom-goskontrole-v-neftegazovoy-promishlennosti-kitayskiy-metod-v-rossiyskom-ispolnenii/
2/ http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052702304026304579450663702129116
3/ http://blogs.barrons.com/emergingmarketsdaily/2014/03/21/petrochina-2013-beat-asset-light-focus-on-e-analysts-say-buy/
4/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/hongkong/petrochinas-2013-losses-on-imported-natural-gas-21363390
5/ http://www.platts.com/latest-news/oil/hongkong/chinas-sinopec-posts-modest-gains-in-2013-oil-26758282
6/ http://www.platts.com/latest-news/petrochemicals/hongkong/sinopecs-fuling-shale-gas-project-to-hit-10-bcmyear-26758341
7/ http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052970203550304577138493192325500
8/ http://www.lngworldnews.com/cnooc-posts-2013-results/
9/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/feature-china-gas-distributors-eye-competing-26753936
10/ http://www.wantchinatimes.com/news-subclass-cnt.aspx?cid=1206&MainCatID=12&id=20140123000034
11/ http://www.odnako.org/blogs/zachem-kitay-investiruet-v-amerikanskiy-slanec-esli-pokupat-spg-budet-yaponiya/
12/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/china-raises-on-grid-tariffs-of-gas-fired-power-27524782

Игорь Сечин выступил с докладом на VI Российско – Японском инвестиционном форуме в Токио

19 марта 2014
Инвестиционные возможности и проекты ОАО НК «Роснефть»: потенциал сотрудничества с Японией

В 2013 г. оборот взаимной торговли превысил 33 млрд. $, увеличившись примерно на 7,0%. Порядка 10% этого оборота пришлось на компанию «Роснефть».

Доклад Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина pdf
Презентация к докладу Президента ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина. pdf
http://www.rosneft.ru/news/today/19032014.html

Считалочки канадские: газ

March 31, 2014
The Russian military intervention in Crimea has raised the profile of a couple of proposed Nova Scotia liquefied natural gas projects, Energy Minister Andrew Younger said Monday.

Mar. 27 2014
Canada could replace Russia as Europe’s gas supplier – eventually

По данным
i/ BP Statistical Review of World Energy June 2013
ii/ EIA
U.S. Natural Gas Imports by Country
U.S. Natural Gas Exports and Re-Exports by Country
iii/ IGU — World LNG Report — 2014 Edition [pdf]

— — — —
EIA, США: Natural Gas Gross Withdrawals and Production


— — — —

Канада
i/ Запасы упали в 1993-1994 годах и до сих пор не вышли на тот уровень
ii/ Запасы не росли с 2011 г. и составляют около 25-30% от накопленной добычи+запасов
iii/ Добыча падает с 2008 г., экспорт падает с 2003 г.,
iv/ Внутреннее потребление растет почти линейно
v/ Исходя из предположения о дальнейшем слабом падении добычи и линейном росте потребления потребление станет равно добыче в 2040 г.
vi/ Весь экспорт уходит в США
vi/ World LNG Report:
— Канады нет в числе экспортеров
— импорт в 2013 г. 0.75 МТ
— In Western Canada, enormous upstream potential has led to the proposal of 13 liquefaction projects, equating to nearly 120 MTPA of capacity (85 MTPA with announced start dates).

США
i/ В 2013 г. добыча (в пересчете на сухой газ или предназначенная к продаже) почти не выросла несмотря на рост цены
ii/ Прогноз добычи в 2014 г. при слабом росте цены тоже будет слабым 🙂
iii/ Неясно насколько снижение добычи в Канаде обусловлено снижением цен в США
iv/ Значительный экспорт газа из Канады приведет к росту цен на газ в США, уничтожая все успехи сланцевой революции

Возможен ли вообще значительный экспорт газа из Канады в связи
— с необходимостью обеспечивать энергетическую безопасность США
— с ростом внутреннего потребления в Канаде и слабостью ресурсной базы

— — — —
Теоретически
— при росте цен и запасов Канада еще сможет нарастить добычу и образовать второй пик добычи (как и все страны с почти экспоненциальным ростом при создании первого пика)
— текущий объем экспорта в США по низким ценам остается, а весь прирост уходит на экспорт в Азию по высоким ценам, субсидируя низкорентабельный экспорт в США
— уменьшение запасов на 1 трлн. кубометров в начале 1990-х можно рассматривать как «сланцевые» (нерентабельные тогда), которые дадут необходимый прирост запасов для экспорта в Азию, не мешая текущему экспорту в США

И еще: надо смотреть кто и сколько добывает в Канаде- насколько велика доля собственно канадских добывающих компаний: насколько они могут вести самостоятельную политику. не оглядываясь на США.

Сланцевый газ, ветряки и перспективы газового экспорта США

Альтернатива альтернативе: США нашли замену сланцевому газу

Доля электроэнергии, выработанной ветряными турбинами, составила рекордные 4,8% от общего объема электроэнергии, потребленной в Соединенных Штатах Америки в январе 2014г., согласно данным Американской ассоциации по энергетической информации. Такие результаты были достигнуты вопреки негативному стечению обстоятельств.

В 2013г. федеральное правительство в Вашингтоне отменило субсидии для ветряных электростанций, а бум добычи сланцевого газа сделал голубое топливо экстремально дешевым, что рассматривалось многими экспертами как подрыв конкурентоспособности возобновляемых источников энергии.

Газ или ветер?

Кажется, ничто не может остановить американскую индустрию ветряных электростанций, отмечает Bloomberg. Индустрия продолжает активно расти только потому, что электроэнергия, вырабатываемая за счет силы ветра, оказывается дешевле, чем энергия, вырабатываемая за счет сжигания угля или газа. Согласно статистическим данным, больше всего ветряной электроэнергии вырабатывается в богатых природным газом штатах: Техасе, Оклахоме и Колорадо.

По статистике Bloomberg New Energy Finance (BNEF), стоимость 1 МВт*ч ветряной электроэнергии в мире составляет около $84 — с учетом отмены субсидий в США — столько же, сколько стоит в среднем по всему миру 1 МВт*ч электроэнергии, вырабатываемой газовыми электростанциями.

В Соединенных Штатах наблюдается жесточайшая конкуренция между ветром и природным газом. С одной стороны, технология гидроразрыва пластов (применяемая для добычи сланцевого газа) привела к перевороту в американской энергетике, и теперь цены на газ в США являются самыми низкими в мире, и республиканцы в конгрессе активно выступают в пользу начала масштабного экспорта природного газа.

С другой стороны, ветряным электростанциям позволяли удерживаться на плаву значительные федеральные субсидии, но с их отменой в прошлом году индустрия продолжила расти. Это говорит о том, что производство электроэнергии «из воздуха» крепко встало на ноги.

Более того, ветряная энергия продолжает дешеветь за счет применения инновационных технологий. За последние четыре года, сообщает Bloomberg, цена ветряной энергии сократилась на 43%, что объясняет отмену субсидий за ненадобностью. В 2013г. субсидии выплачивались на уровне $23 за МВт/ч при средней цене в $84 за МВт/ч, т.е. на уровне 27%.

Аналитик BNEF по ветряной энергии Эми Грейс полагает, что в ближайшие несколько лет доля ветряных электростанций продолжит расти быстрыми темпами, в т.ч. за счет множества уже заключенных контрактов. Напомним, что общий объем американской индустрии ветряной энергии оценивается в $14 млрд, при этом она является вторым крупнейшим потребителем турбин в США.
Риски для перспектив газа в США

Следует отметить, что цена электроэнергии, вырабатываемой угольными электростанциями, на 3% ниже среднемировой цены ветряной и газовой электроэнергии. Однако сами угольные электростанции дороги в сооружении и обслуживании, а также загрязняют окружающую среду. При этом стоимость энергии атомных электростанций в два раза дороже средней цены газовой и ветряной энергии в $84.

Внутри Соединенных Штатов спрос на природный газ неуклонно растет на фоне отказа от энергии угля и атома, что сказывается на его цене — она начала расти, согласно данным Министерства энергетики США. Но стоит отметить, что в 2008г. природный газ в США стоил $8,90 за 1 млн британских термических единиц ($311,5 за 1 тыс. куб. м), в 2013г. — $3,73 ($130,55 за 1 тыс. куб. м), что значительно ниже среднемировой цены.

По данным British Petroleum, природный газ стоит $318,5 за 1 куб. м в Соединенном Королевстве, $385 за куб. м в ФРГ и $595 за куб. м в Японии. С учетом стремления Вашингтона экспортировать американский природный газ, а также роста внутреннего спроса, у американского газа остается огромный запас конкурентоспособности в глобальном масштабе.

Если американцам придется платить за газ больше — ветер победит. По данным Citigroup, в 2020г. американский газ будет иметь долю глобального рынка в 20%. Это неизбежно подразумевает удорожание природного газа внутри США.

Конгрессмены в Вашингтоне отмечают, что производители природного газа в США используют нечестные методы конкурентной борьбы. Некоторые компании формируют общие партнерства с ограниченной ответственностью, что позволяет уходить от уплаты налога на прибыль и снижать цену на газ.

Демократы в конгрессе, высказывающиеся против превращения США в энергетическую сверхдержаву за счет начала экспорта американского газа, уверены, что экспорт газа приведет к его удорожанию на внутреннем рынке. Республиканцы отмечают: цены на газ внутри США подвержены значительным колебаниям в зависимости от некоторых факторов.

В период экстремальных морозов зимы 2013-2014гг. в США цена на газ в Бостоне на несколько дней взлетела в 10 раз — до $2660 за 1 тыс. куб м. Подобная нестабильность цен на ископаемое сырье объясняется тем, что такие товары, в частности газ, торгуются в США по краткосрочным или однодневным контрактам или соглашениям.

Цены на энергию ветра гораздо стабильнее, чем цены на любой вид ископаемого топлива. Стивен Монро из New Energy Finance отмечает: «С ветром такой ценовой драмы не бывает. На ветер можно смело заключать 20- и 25-летние контракты, а цену на газ никто не возьмется предсказать и на пять лет вперед».

В условиях сегодняшней неопределенности американские компании ЖКХ смотрят только на цену того или иного источника энергии. Саманта Дарт, аналитик Goldman Sachs Group, полагает, что газ в США будет конкурентоспособен при ценах не выше $157,5 за 1 тыс. куб. м. При более дорогом газе ветер станет «королем американской энергетики».

Политическое решение

Между тем ситуация остается неопределенной и во многом зависит от того, какие решения будут приняты в Вашингтоне. Аналитик Navigant Consulting в Ванкувере Декстер Гонтлетт сообщил, что перспективы энергии ветра на внутреннем рынке США (без учета таких революционных факторов, как начало экспорта американского газа) обусловлены влиянием трех переменных: индивидуальной потребность каждого штата в том или ином виде энергии, федеральные субсидии той или иной индустрии и соотношение цены энергии ветра/энергии газа.

«Соглашения о поставках электроэнергии в США находятся под колоссальным давлением, — сообщил Юрген Зешки, глава немецкого производителя турбин Nordex SE. — Бум сланцевого газа оказывает давление на цену ветряной электроэнергии, инвестировать сейчас сложно».

При глобальной цене природного газа, как отмечалось выше, в $318,5 (Британия) — $595 (Япония) за 1 тыс. куб м, экспорт американского газа может привести к его удорожанию с нынешнего уровня $130,55 за 1 тыс. куб. м в два-три раза, что значительно превышает допустимый лимит его конкурентоспособности на внутреннем рынке.

Превратившись в энергетическую сверхдержаву, Соединенные Штаты обеспечат еще более стремительный рост своей индустрии экологически чистых ветряных электростанций, что подстегнет темпы создания новых рабочих мест и новые контракты для производителей турбин как внутри США, так и за их пределами. Одним словом, такой шаг предоставит решение для многих проблем администрации президента Барака Обамы.

Но даже если в конгрессе верх возьмут демократы, и экспорт американского газа на мировой рынок не начнется, проблема принуждения производителей газа к уплате налогов (которой, несомненно, займется Служба внутреннего налогообложения США) и нестабильность газовых цен на фоне обусловленного технологическим прогрессом удешевления стоимости ветряной энергии и давления энвайронменталистского лобби в Вашингтоне неотвратимо приведут к переключению американских коммунальщиков на потребление энергии ветряных электростанций. И в этом случае ископаемое топливо в США окажется попросту никому не нужным.

Кристиан Роуз
http://top.rbc.ru/economics/08/04/2014/916326.shtml

РБК тег сланцевый газ

05 Февраль 2014 О ценах на газ в США http://iv-g.livejournal.com/997777.html
11 Январь 2014 О сланцевом буме http://iv-g.livejournal.com/987998.html

— — — — —
Сланцевый газ (СГ) и все-все-все 🙂

30 Март 2014 США: Аляска, шельф и сланцевый газ http://iv-g.livejournal.com/1017034.html шельф, а не СГ
10 Март 2014 А.Собко: Зачем Китай инвестирует в американский «сланец» http://iv-g.livejournal.com/1008862.html китайские хитрости и возможные американские ответы
20 Февраль 2014 О мировой алюминиевой отрасли http://iv-g.livejournal.com/1002921.html история аналогичная сланцевому газу и солнечным панелям
07 Февраль 2014 pearldiver-fm: Никель и Индонезия http://iv-g.livejournal.com/998310.html История с никелем очень напоминает историю со сланцевым газом: i/ бум инвестирования в производство ii/ убытки инвесторов и производителей iii/ выгода потребителей, стимулирование экономич. роста
21 ноября 2013 Сланцевый газ солнечных панелей 🙂 http://iv-g.livejournal.com/967732.html
— — — — —
i/ Добыча в США стагнирует

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

ii/ Запасы упали на фоне холодной зимы

http://ir.eia.gov/ngs/ngs.html

iii/ Цены на газ в США неуклонно растут

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

iv/ Чтобы добыча хоть как-то росла, цены должны расти дальше
Целевые уровни: не менее 5$/1000 куб футов и 6$/1000 куб футов

v/ Ситуация в Европе крайне благоприятная:
v.i/ там решили уменьшать зависимость от российского газа
v.ii/ как раз стоит предложить Европе газ США, цены экспорта традиционно высокие

экспортная цена 2013 г. 13.36 Dollars per Thousand Cubic Feet = 477.14 $/1000 куб.метров
Это поддержит американских производителей
v.iii/ долю газа в электроэнергетике заместить в основном углем, а частично, ветром,
уголь для генерации дешевый


http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/index.cfm#prices

возвращение к исторической норме соотношения угольной и газовой генерации весьма вероятно для США

v.iv/ под шумок европейских неприятностей дать отрасти ценам на газ в США до уровня, обеспечивающего минимальную прибыль 🙂
экспортная цена США не менее 13$/MMBtu будет неплохо смотреться на общеевропейском фоне

http://eegas.com/price_chart.htm
Поход экспортной цены США к 14$/MMBtu (500$/1000 куб.метров) вполне вероятен
Диверсификация поставок газа для Европе — это стратегическая операция, на нее денег жалко, пусть даже цены и вырастут 🙂

vi/ На фоне ценовых перекосов, вызванных QE в развитых экономиках и сдерживанием там роста товарных цен уже существуют и будут еще появляться многие занимательные ценовые артефакты, вполне возможен и рост экспорта газа из США (по ценам не менее 13$/MMBtu) со стагнацией или умеренным ростом цены на газ (до 5-6$/MMBtu), вследствие замещения газовой генерации углем и ветром.

Истории: Литва и Газпром

11 февраля 2014 года

На днях Чрезвычайный и Полномочный Посол Российской Федерации Алекса́ндр Ива́нович Удальцо́в в Вильнюсе вручал верительные грамоты Президенту Литовской Республики Дале Грибаускайте. По сообщениям литовской прессы встреча прошла неординарно.

Не случайно президент Литвы, принимая российского посла, решила с первых минут поставить точки над «i». Как утверждается в публикации газеты ««Lietuvos rytas» (05.02.2014) она начала разговор с Удальцовым вопросом: «А Вы ещё не подавились литовским молоком?». Далее в ходе беседы президент задала послу новый вопрос: «Так, когда Вы нас окончательно задушите газом «Газпрома?».

В Литве президентское хамство, недопустимое в дипломатической практике, расценили как некое послание российскому руководству о том, каким образом Литва намеревается строить дальнейшие отношения с восточным соседом.

Замечу, что вопросы Грибаускайте российскому послу были в значительной мере адресованы и литовскому избирателю. Ведь встреча с послом состоялась в день, когда она публично объявила о намерении повторно баллотироваться на пост президента. До этого президент в «Facebook» оправдывалась по поводу скандальных эпизодов своей биографии. Вот и решила подправить свой имидж, используя для этого посла РФ.

Подобные популистские штучки Грибаускайте позволяет себе не первый раз. Известны её резкие заявления в адрес США в начале президентства. Тогда британский журнал «The Ekоnomist» за поведение, не вполне соответствующее статусу, присвоил Д. Грибаускайте титул «Выскочка года» (2010 г.).

В ходе встречи с российским послом президент решила отыграться уже на России, продемонстрировав степень своего «неприятия» восточного соседа. Это было обусловлено не только её стремлением откреститься от российского прошлого (высшее образование и степень кандидата наук Грибаускайте обрела в России, именовавшейся тогда СССР), но и атмосферой русофобии, которая сегодня насаждается в Литве.

http://svpressa.ru/politic/article/82077

Литовский оригинал
http://www.lrytas.lt/-13915930581389266000-maskvos-pasiuntiniui-%C5%A1altas-pieno-du%C5%A1as-vilniuje.htm

В английском варианте поиском «lithuanian russian ambassador president gas gazprom milk 2014» не нашел. Сайт http://www.lrytas.lt/ только на местном языке, английского варианта нет 🙂

Но все равно интерес к прибалтийской торговле газом и энергетике в целом пробудился 🙂

http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/lng-terminal/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/renewable-energy-energy-business/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/gas/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/baltic-energy-market/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/shale-gas/
http://www.lithuaniatribune.com/category/energy-business/mazeikiu-nafta-energy-business-business/

ogjrussia.com: Нефтетрейдеры становятся чуточку ВИНК

Интервью с Дэвидом Файфом, главой службы исследований и анализа рынков Gunvor Group Международные трейдеры, озабоченные сокращением доходности исключительно торговых операций, проникают в новые сферы бизнеса, в добычу и переработку. Между тем для рынка нефтепродуктов и перерабатывающей отрасли в Европе продолжается непростой период, однако ситуация не катастрофична, ниша для растущего потока нефтепродуктов из России сохраняется. Об этих и других аспектах мировых рынков Илье Алькову рассказал Дэвид Файф.
Читать далее

Organization of Arab Petroleum Exporting Countries

Members
Saudi Arabia (1968), Kuwait (1968), Libya (1968),
Algeria (1970), Bahrain (1970), United Arab Emirates (1970), Qatar (1970)
Iraq (1972), Syria (1972)
Egypt (1973)
http://en.wikipedia.org/wiki/Organization_of_Arab_Petroleum_Exporting_Countries

Сайт организации
http://www.oapecorg.org/
Англ. версия
http://www.oapecorg.org/indexe.html

Publications & Studies
Annual Statistic Report
http://www.oapecorg.org/ARPubl/ASR/ASR2013.pdf
Нефть, газ, нефтепродукты, транспотировка. по содержанию близок к Annual Statistical Bulletin на opec.org
Самое интересное — труднодоступная информация по
— мощности НПЗ (расхождения с Annual Statistical Bulletin на opec.org)
— потребление нефтепродуктов (расхождения с Annual Statistical Bulletin на opec.org)
— LPG Consumption (нет в Annual Statistical Bulletin на opec.org)
— Domestic Prices of Natural Gas (нет в Annual Statistical Bulletin на opec.org)
— Разделение газовозов на LPG и NGL
— Installed Capacity of Generating Units, by type

Secretary General Annual Report
Годовой отчет, а не отчет о деятельности секретариата. Факт. как BP Statistical Review, но для OAPEC
Интересен, но последняя англ. версия — 2010 г.

OAPEC monthly bulletin
последний за май 2013
Хорошие обзоры по рынку газа: LNG Prices and Imports: Korea, Japan, and China 2008-2013

Monthly Report on Petroleum Developments in World Markets and Member Countries
последний за октябрь 2013
Английская выжимка из OAPEC monthly bulletin

Банк данных
Основные данные можно найти в отчетах ОПЕК.
Раздел Exploration Activities ценен своими умолчаниями: Active Rigs (Rig) даны для всех государств за исключением Саудовской Аравии и ОАЭ 🙂
Хотя в Annual Statistical Bulletin на opec.org данные есть 🙂

kommersant.ru: интервью министра энергетики Александра Новака. 2

— Если налажены конструктивные отношения, то зачем государству нужен эффективный контроль в «Газпроме»?
— Контрольный пакет позволяет наиболее важные вопросы в «Газпроме» принимать директивными указаниями. Это не касается текущей деятельности, а затрагивает только стратегические вопросы, в том числе кадровые.

— Крупным пакетом «Газпрома» владеет компания «Роснефтегаз», председателем совета директоров которой является глава «Роснефти» Игорь Сечин. Существует ли между «Роснефтегазом» и Росимуществом акционерное соглашение? Или «Роснефтегаз» может голосовать пакетом «Газпрома», не опираясь на директивы Росимущества?
— Этот вопрос нужно адресовать Росимуществу.

—Сейчас в связи с решением президента рост тарифов в инфраструктурных монополиях, в том числе в энергетике, ограничивается уровнем инфляции. Возникает необходимость поиска нетарифных источников. Действительно ли за их счет будет финансироваться значительная часть инвестпрограмм?
— В принципе все инвестпрограммы, в том числе и наших инфраструктурных компаний, всегда финансировались не только за счет тарифов, а за счет привлечения разного рода заемных средств. Тариф, естественно, и впредь будет обеспечивать как текущие расходы, так и амортизацию и прибыль, которые являются базой для привлечения заемных средств, образуя в совокупности источники финансирования инвестпрограммы.

— И так и будет дальше: тариф ограничен уровнем инфляции, а все, что сверх него, средства на развитие, будет черпаться из нетарифных источников?
— Это целый комплекс вопросов по расчету потребностей в инвестиционной программе. С одной стороны, при снижении размера индексации тарифа до уровня инфляции, безусловно, сокращаются источники финансирования инвестиционной программы. С другой стороны, в том, что касается доступности нетарифных источников, также возникает ситуация, когда невозможно постоянно занимать, ведь есть предельные ограничения — например, соотношение долга к EBITDA не более трех и так далее. Безусловно, придется корректировать инвестпрограммы инфраструктурных монополий с учетом принятых решений, но при этом перед ними будет поставлена задача повышения эффективности как операционных расходов, так и капитальных затрат, где есть большие резервы.

— Теперь компаниям предоставлены инструменты более дешевого заимствования — такие как пенсионные средства, средства ФНБ… Но вот они кончатся — и что будет дальше?
— Никакой трагедии не будет. Все эти деньги, которые выделены, в частности, для ФСК (100 млрд руб. средств пенсионных накоплений ВЭБа),— это такие же заемные средства, как и на рынке, только несколько дешевле. И решение о том, что их дополнительно выделяют по низкой ставке, направлено на то, чтобы простимулировать за их счет финансирование новых проектов. Если бы это были заемные средства на рынке, они бы не были такими длинными и эти деньги пришлось бы возвращать в более короткие, чем 30 лет, сроки, а нагрузка на тарифную составляющую в ближайшие 10–15 лет была бы выше.

— Кто вообще оценивает нужность тех проектов, на которые выделяются деньги? Ведь регулярно возникают существенные замечания к обоснованности строительства тех или иных инфраструктурных объектов.
— Относительно средств ВЭБа поясню, что это целевое финансирование. Есть потребность в реализации конкретных проектов по развитию Дальнего Востока, и в основном эти деньги выделяются под эти проекты: под строительство инфраструктуры, разработку новых месторождений, расширение мощностей уже действующих предприятий. И предполагается, что возврат инвестиций будет осуществляться за счет повышенного тарифа для конкретного потребителя, для которого строится такая инфраструктура. Это означает, что деньги занимает компания, строит ЛЭП под конкретного потребителя, и это не пустые или полузагруженные подстанции. И в оплате услуг по поставке электроэнергии потребителю будут учитываться текущие расходы плюс возврат капитала в течение длительного времени.

— То есть для потребителя будет повышен тариф на передачу…
— Да, на инвестиционную составляющую. Но в альтернативном варианте потребитель должен был бы сам построить эту инфраструктуру и разом за нее заплатить. Ему выгоднее оплачивать ее через тариф на электроэнергию, с рассрочкой платежа.

— Так на Дальнем Востоке потребители есть не везде.
— Будут строить только там, где есть потребитель. Там уже есть конкретные проекты — например, Удоканское месторождение, ряд других… Если потребителя не будет, никто, конечно, не станет прокладывать линию. Все эти программы вложения денег, во-первых, будут публичными, а во-вторых, будут обсуждаться здесь, в Минэнерго. Мы будем жестко следить за этим.

— Действующие инвестпрограммы будут проаудированы?
— Мы сейчас подготовили комплекс мер, включая проект нормативно-правового акта, которые в целом вводят систему технологического и ценового аудита инвестпрограмм естественных монополий в энергетике. Уже начали публичное обсуждение ключевых инвестпрограмм, в первом полугодии рассмотрели с общественностью инвестпрограмму ФСК. Такое поручение было нам дано в рамках разработки стратегии электросетевого комплекса, когда был утвержден список нормативно-правовых актов, которые должны быть приняты до конца года. В соответствии с этим все инвестпрограммы будут проходить аудит. Запустили механизм ценового и технологического аудита новых объектов генерации на Дальнем Востоке, которые реализуются компанией «РусГидро».

— А нефтегазового сектора это касается?
— Речь сейчас идет об инфраструктурных монополиях.

— То есть для общественного обсуждения будут выделены инвестиции в части развития ГТС?
— Мы сейчас над этим работаем. Пока работа не завершена, это поручение мы получили совсем недавно.

— Может ли идти речь о выделении в структуре «Газпрома» отдельной газотранспортной компании?
— Сейчас такой вариант не рассматривается.

— Тогда как осуществлять согласование инвестпрограммы в части ГТС?
— Инвестпрограмму по ГТС можно выделить в отдельный учет. Хотя окончательные формы еще обсуждаются.

— В связи с ожидаемым снижением динамики роста цен на газ до уровня инфляции как будет скорректирована инвестпрограмма «Газпрома» в 2014–2015 годах?
— Соответствующими расчетами занимаются Минэнерго и Минэкономики. Там много факторов, влияющих на коррекцию инвестпрограммы «Газпрома», в том числе НДПИ на газ. Сейчас придумана специальная формула расчета НДПИ, исходя из которой при росте цен газа, растет и размер налога, при снижении цен — налог падает. Частично это компенсирует замедление динамики роста цен газа, но не целиком, поэтому объем инвестпрограммы будет, вероятно, снижаться. По прогнозу «Газпрома» на 2014–2015 годы, его выручка сократится на 10%, а объем инвестпрограммы — на 130 млрд руб.

— Что происходит с законопроектом по «последней миле»? Чем вызвана такая спешность его согласования?
— С 1 января 2014 года в соответствии с законом действие механизма «последней мили» прекращается. Если не принять закон, регулирующий эту ситуацию либо путем продления срока, либо через постепенный переход к ликвидации «последней мили», то выпадающие доходы сетей составят около 58 млрд руб. Понятно, в рамках координируемой нами работы по повышению эффективности расходов естественных монополий эта сумма может быть уменьшена, но все равно в отдельных регионах уже сегодня есть фактический дефицит средств не то что на финансирование инвестпрограмм — на ремонты, чего в преддверии зимы никто допустить не может. При этом, чтобы покрыть эти недостающие средства, тарифы для потребителей в регионах, где есть «последняя миля», пришлось бы поднять на 20–100%. Этого тем более допускать нельзя. Поэтому мы должны принять изменения в закон об электроэнергетике, который позволил бы эту ситуацию урегулировать. И мы предложили некий механизм, который рассматривается в Госдуме.

— Станет ли проблемой то, что в законопроекте предлагается запретить заключать прямые договоры с ФСК уже с 1 января 2014 года, в то время как компенсирующие механизмы для потребителей будут описаны в другом документе, который могут не успеть подготовить так быстро?
— Почему же? У нас сегодня параллельно разрабатывается проект нормативно-правовых актов, где будут прописаны все детали работы данного механизма. И эти постановления должны также выйти до момента принятия тарифных решений.

— Глава «Россетей» Олег Бударгин заявил о возможности появления в «Россетях» и ФСК нового сильного акционера. Насколько реальным вы считаете появление там какого-либо инвестора — в частности, «Роснефтегаза»?
— Вопросы о привлечении в «Россети» или ФСК частных или каких-либо других инвесторов не обсуждались. В принципе, если появится необходимость привлечения инвестора, я думаю, что при условии сохранения контрольного пакета за государством теоретически это возможно.

— Но без передачи конкретного пакета?
— Да, без передачи контрольного пакета.

— Вы успеваете внести в правительство новую модель энергорынка в срок?
— Успеваем. У нас, правда, остаются разногласия, которые, похоже, придется снимать на уровне правительства, учитывая стратегическую значимость решения и возможные последствия. Мы попросили продлить срок до 1 сентября, чтобы максимально сблизить позиции. Собираемся в министерстве с экспертами два раза в неделю. Не хочу загадывать, но мы уже почти в завершающей стадии.

— Модель претерпела какие-то изменения, кроме внесения в нее механизма гарантированных инвестиций (МГИ)? Добавилось что-нибудь в структуре модели? Найден ли и возможен ли какой-либо компромисс с моделью, предложенной «Интер РАО» и «Газпром энергохолдингом»?
— Оба обсуждаемых варианта имеют сторонников и противников среди генераторов, модель «ДПМ-штрих» поддерживается больше госкомпаниями. Потребителям модель генераторов не нравится, но и консолидированной позиции по рыночной модели у них пока нет. Компромисс между моделями — это как раз сроки и способы работы МГИ. Мы сейчас считаем последствия, делаем дополнительные расчеты по всем моделям.

— В чем компромиссность МГИ? Ведь представляется, что генераторы хотят не совсем этого. Они хотят получать ДПМ (договоры на поставку мощности, обеспечивающие окупаемость инвестиций) для модернизации своих станций, а не для строительства системной генерации…
—На мой взгляд, МГИ может охватывать как новое строительство, так и модернизацию. То есть, во-первых, государство должно определить точки, где должна быть построена генерация, провести конкурс по привлечению соответствующих инвесторов. И во-вторых, если оно считает, что нужно обновить какую-то часть основных фондов, самые старые, в самом плачевном состоянии, то оно может предоставить такой МГИ для модернизации.

— То есть, например, раз в год разыгрывается замещение некого процента изношенных мощностей?
— Мы обсуждали каждый год на переходный период до полного внедрения рыночной модели. Объем — в зависимости от того, что мы можем себе позволить в рамках ценовых ограничений. Потому что можно было бы все сразу обновить, но тогда цены на электроэнергию оказались бы очень высокими. Эти гарантированные инвестиции оплачивают в итоге потребители.

— Итак, гарантированные инвестиции будут двух видов по объектам инвестирования: новое строительство и замена основных фондов?
— Да. Потому что не может быть только новое строительство, должна быть и модернизация — в критических ситуациях, когда рыночные инструменты не работают. Можно предусмотреть такие возможности.

— И в этом и есть последнее сближение позиций?
— Мы до сих пор еще пытаемся убедить друг друга и показать с помощью расчетов, какой вариант лучше. МГИ, на наш взгляд, может стать компромиссным.

— Модель генераторов «ДПМ-штрих», в частности, подразумевает и возможность выдачи классических ДПМ? То есть по одной точке с модернизационным проектом может конкурировать проект нового строительства?
— В принципе да.

— А в механизме гарантированных инвестиций это будет в том варианте, который вы предлагаете?
— Думаю, да.

— Поправки по неплатежам за электроэнергию, которые предлагало Минэнерго, были ли в результате дополнены предложениями «Совета рынка», предусматривающими более строгие меры по борьбе с неплательщиками? Этот законопроект внесен в Госдуму?
— Законопроект на согласовании, пока он в правительство не внесен. В частности, обсуждаются те предложения, которые поступили от «Совета рынка». На неделе я проведу совещание, чтобы принять окончательное решение.

— Определены ли основные параметры топливного баланса между Россией и Белоруссией в этом году?
— Пока не определены. Мы работаем в этом году в особом режиме, каждые три месяца утверждаем баланс. Пока согласовали только на первый, второй и третий кварталы. Безусловно, белорусская сторона желает до конца года подписать баланс, мы бы тоже хотели это сделать, но мешает ряд вопросов, связанных с экономикой. Например, в прошлом году российские нефтяники поставили в Белоруссию 21,2 млн тонн нефти. Если мы увеличим этот объем до 23 млн тонн, то при беспошлинной поставке это приведет к дополнительным потерям для российского бюджета — с каждой тонны примерно $400. Но мы эти потери можем компенсировать, развивая сотрудничество с белорусскими компаниями и создавая, например, СП в сфере электромашиностроения, которые задействованы в производстве минеральных удобрений. Сейчас этим занимается Минпромторг.

— А текущий уровень обратных поставок нефтепродуктов вас устраивает?
— Белорусская сторона пока не выполняет те показатели, которые были запланированы в протоколе заседаний Аркадия Дворковича и первого вице-премьера Белоруссии Владимира Семашко. Тем не менее те объемы, которые были поставлены в Россию за первые четыре месяца этого года — 560 тыс. тонн нефтепродуктов,— соответствуют спросу на нашем рынке. Но, учитывая результаты модернизации российских НПЗ, возможно, нам к концу года и не понадобятся те же объемы нефтепродуктов, какие требовались в начале.

— «Транснефть» активно привлекает внимание к теме расширения нефтепродуктопроводов, объясняя это дефицитом экспортных мощностей. Есть такая проблема?
— Как такового дефицита нет, есть очень большой износ нефтепродуктопроводов. Существующий тариф на прокачку нефтепродуктов не может покрыть расходы на их модернизацию. Предложение «Транснефти» состоит в том, чтобы использовать для работ деньги «Транснефти», а не «Транснефтепродукта».

— А как вы относитесь к этому варианту?
— На мой взгляд, подход в целом неверный. Системы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов — две совершенно разные, в них работают разные компании. К тому же существует риск перекрестного субсидирования, поэтому с точки зрения экономики и интересов поставщиков нефти это не совсем целесообразно. Но как источник финансирования такое предложение «Транснефти» выглядит заманчиво.

— А откуда же иначе компании деньги брать?
— Делать долгосрочные займы, например.

— Что вы в данном случае понимаете под долгосрочными займами? Инфраструктурные облигации?
—Инфраструктурные облигации — это вид долгосрочных займов. Мы не говорим, что «Транснефть» должна выпускать обязательно этот вид облигаций. Компания может выбрать то, что покажется ей наиболее приемлемым: либо это облигации, либо кредиты, либо займы юридического лица. Сейчас мы видим только одно: у «Транснефтепродукта» не хватает собственного тарифного источника для того, чтобы обеспечивать модернизацию и строительство новых проектов. В целом же, если нефтепродуктопровод строится для конкретной компании для прокачки в конкретный порт, мы рассматриваем его как проект, то есть под него можно взять длинные деньги, построить, а затем возместить затраты за счет долгосрочного тарифа на прокачку.

— В чем заключается компромисс, которого достигли Минэнерго, Минфин и правительство по льготным ставкам НДПИ на трудноизвлекаемую нефть?
— В проекте изменений в Налоговый кодекс, подготовленном Минфином, было прописано, что до 2016 года компании должны обеспечить прямой раздельный учет трудноизвлекаемой нефти на своих месторождениях. Но на совещании у Аркадия Дворковича мы договорились о том, что не будем требовать от нефтяников выполнения этого условия. Мы пришли к выводу, что это сложно и экономически нецелесообразно, потому что на создание системы учета нужно в пять раз больше, чем тот экономический эффект, который компании смогут получить от льгот.

— Недавно правительство приняло предложение Минэнерго по небольшому повышению акцизов на высококачественный бензин, но Минфин говорит, что все равно этих денег не хватит для наполнения дорожного фонда. В каком направлении сейчас ведется диалог?
— Правительство поручило доработать вопрос о других источниках формирования дорожного фонда. Сейчас основная идея привязать к формированию дорожного фонда не только акцизы, но и другие налоги, например НДПИ.

— Сейчас Минэнерго и Минфин ведут консультации об источниках замещения выпадающих доходов дорожных фондов. С точки зрения Минэнерго, для отрасли важнее сохранение дифференциации акцизов в зависимости от экологического класса или неповышение пошлины на мазут с 2014 года?
— В части акцизного налогообложения существующий дифференциал ставок акцизов между моторными топливами высоких и низких экологических классов — это важный стимул модернизации нефтепереработки, которая еще не завершена. Для обеспечения бюджетной стабильности в 2014–2015 годах можно увеличить ставки акцизов на автобензины класса 5 на 700 руб. за тонну и класса 4 на 500 руб. за тонну. Если в 2016 году полученные ставки проиндексировать до 10%, это позволит завершить программу модернизации НПЗ, а дифференциал между автобензинами пятого класса и третьего-четвертого класса сохранится на уровне порядка 4 тыс. руб. за тонну. Повышение экспортной пошлины на мазут до 70% от пошлины на нефть правительство считает нецелесообразным.

— С 2015 года предлагается повышение пошлины на мазут до 100%. Может ли это параллельно проходить вместе со снижением экспортной пошлины на бензин?
— Теоретически да, но мы считаем, что прежде, чем снижать пошлину на бензин, нужно тщательно проанализировать возможные последствия. Снижение экспортной пошлины влияет на стимулирование экспорта и на рост цены. Прежде чем принимать решения, мы обязательно проанализируем состояние рынка нефтепродуктов. Нефтекомпании постоянно поднимают вопрос.

— Но ведь снижение экспортной пошлины может способствовать экспорту нефтепродуктов, которых из-за модернизации российских НПЗ становится все больше?
— Действительно так, поэтому в нашем анализе мы будем учитывать все факторы, чтобы не допустить дефицита нефтепродуктов на российском рынке. Заградительная пошлина была принята специально для того, чтобы обеспечить наших потребителей нефтепродуктами в любой ситуации, в том числе и во время остановки заводов на ремонт и реконструкцию.

— А в целом довольны ли вы результатами исполнения нефтяниками четырехстороннего соглашения? Все ли будет выполнено в срок и когда уровень переработки достигнет 80%?
— Модернизация отечественных НПЗ проходит в соответствии с графиком. Кроме того, в прошлом году у нас был достаточно большой объем инвестиций в переработку — 174 млрд руб., что значительно выше предыдущего года. По двум-трем компаниям мы видим отставание от графика…
— ФАС предложил Минэнерго рассмотреть возможность поставок бензина на Дальний Восток из Южной Кореи. Как вы относитесь к такому варианту?
— Технически такой путь возможен, в 1990-е годы так и делалось. Если потребителям это будет экономически выгодно.

— Как вы оцениваете результаты торгов нефтепродуктами на бирже?
— Также вполне положительно. По той информации, которая есть на сегодняшний день, за 2012 год порядка 10 млн тонн нефтепродуктов было продано на бирже, плюс на 36% выросло количество самих сделок по сравнению с 2011 годом. 30 апреля мы подписали с ФАС совместный приказ, он сейчас находится в Минюсте. Там речь идет об установлении требований по продаже нефти и нефтепродуктов на бирже. Каждая компания должна не менее 10% бензина продавать на бирже.

— Как продвигается работа по организации биржевых торгов газом?
— Постановление правительства об их организации вышло еще в апреле 2012 года. Но торги до сих пор не запущены. Мы проводим анализ причин этого и готовим предложения. Разрабатывается проект постановления правительства, реализация которого, по нашему мнению, позволит запустить организованные торги газом в России, предоставив возможность реализации газа не только на биржевых площадках, но и в рамках торговых систем. Также реализация данного проекта обеспечит ликвидность торговых площадок, решит вопросы оплаты приобретенного в ходе торгов газа и ряд других проблем. Для этого создана рабочая группа, она завершит работу до конца года. В свою очередь, участникам организованных торгов газом предстоит решить не менее сложные задачи, связанные с практической организацией биржевых торгов газом (взаимодействие, создание торговой системы и секций на биржах, адаптация программных продуктов и так далее).

— А что мешает сейчас, какие проблемы?
— Помимо технических есть еще и большие идеологические проблемы.

— Минэкономики предлагает учитывать цены на газ в США при расчете внутренних цен на газ в РФ. То есть правительство ожидает, что американский газовый рынок не останется локальным, а сырье из США станет серьезно влиять на мировые цены?
— Вряд ли это серьезно повлияет на мировые цены, что касается внутренних цен, Минэнерго готово рассмотреть предложенный Минэкономики подход к определению внутренних цен на газ, имея в виду необходимость учета спотовой цены на газ в США. Пока в соответствии с действующей формулой рыночной равнодоходности при расчете внутренних цен на газ учитываются европейские цены. Вопрос требует проработки.

— Каков прогноз по добыче нефти к 2020 году?
— В нашем консервативном прогнозе объем нефти не увеличивается, а сохраняется на достигнутом уровне. Однако это тоже непростая задача, так как необходимо принять меры для увеличения коэффициента извлечения нефти Западной Сибири, а также поддерживать или даже наращивать объем добычи трудноизвлекаемой нефти, стимулировать разработку новых месторождений.

— Сейчас планируется предоставление каких-то дополнительных льгот, кроме тех, которые обсуждались?
— Нет, текущие предложения достаточно комплексные.

— Какой будет структура добычи, на ваш взгляд, через 15 лет?
— Если сейчас будут приняты все законы, которые мы разработали, то заработают стимулирующие факторы для добычи трудноизвлекаемой нефти и добычи на шельфе. Уже в краткосрочной перспективе, за один-два года, по нашим оценкам, это даст свой положительный эффект и позволит компаниям делать дополнительные инвестиции. Например, в баженовскую или ачимовскую свиты. За счет трудноизвлекаемой нефти уровень добычи может вырасти на 15 млн тонн в год, то есть примерно на 3% к текущему уровню.

— Этого будет достаточно, чтобы уровень добычи не снижался?
— Да. Плюс мы рассчитываем на добычу на шельфе. «Роснефть» и «Газпром» уже готовы начать геологоразведочные работы и бурение вместе с партнерами. К 2022–2025 годам на шельфе по планам компаний должна начаться промышленная добыча.

— Как вы оцениваете систему «60–66»? Не планируется ли ее менять?
— Пока не планируем — в этом сейчас нет необходимости. Правила должны действовать какое-то время, ведь у компаний есть горизонт планирования. Наши специалисты считают, что система в этом виде стимулирует развитие добычи в Западной Сибири. В этом регионе раньше было снижение ее уровня на 0,8% в год, а в этом году уровень уже стабильный. Кроме того, на 9–10% увеличилось разведочное бурение, уровень добычи — на 15%, а переработки — на 26%. На мой взгляд, все эти показатели свидетельствуют об эффективности системы «60–66».

— Как вы относитесь к решению Казахстана об изменении правил импорта нефтепродуктов из России — теперь работающие там компании не могут делать это напрямую?
— Да, Казахстан принял решение о закупке российских нефтепродуктов через единственного оператора. Такая практика, например, действует в Китае. Конечно, компаниям так работать гораздо сложнее, ведь с монополистом договориться всегда непросто. Мы планируем обсуждать ситуацию в рамках нового межправсоглашения (действующее истекает в конце года). Одна из текущих проблем заключается в том, что Казахстан должен поставлять в Россию нефть в счет поставок нефтепродуктов. Там есть разночтения по поводу коэффициентов. С 1 января будущего года такой ситуации уже не будет. Может быть, проблемы и закончатся сами по себе.
http://www.kommersant.ru/doc/2229666

kommersant.ru: интервью министра энергетики Александра Новака. 1

09.07.2013

До конца года правительство обещает либерализовать экспорт сжиженного природного газа, допустив к внешним рынкам независимых производителей. Ключевыми потребителями должны стать страны АТР. Кто получит право на экспорт СПГ, как будут строиться взаимоотношения новых экспортеров с «Газпромом» и сколько российской нефти может купить Пекин, “Ъ” рассказал министр энергетики России АЛЕКСАНДР НОВАК.

— На Петербургском международном экономическом форуме (ПМЭФ) Владимир Путин фактически объявил вопрос о либерализации экспорта сжиженного природного газа (СПГ) из России решенным. Когда будут подготовлены и внесены в Госдуму соответствующие поправки в закон об экспорте газа?
— Сейчас мы готовим эти поправки. Планируется, что они будут внесены в правительство в ближайшие недели, в зависимости от интенсивности процесса их согласования. Затем мы отработаем их в администрации президента и вынесем на осеннюю сессию Госдумы. Ожидаем, что новый закон будет принят осенью и вступит в силу с 1 января 2014 года.

— Какие будут критерии доступа к экспорту?
— Есть разные предложения. В соответствии с одним из них предлагается решать вопрос о доступе к экспорту на этапе выдачи лицензии для разработки того или иного месторождения. Исходя из его ресурсной базы, возможных объемов производства СПГ, наличия рынков сбыта для газа с очередного проекта. Такие проекты также не должны реализовываться в ущерб потребностям внутреннего рынка. Есть и другие предложения, например, допускать к экспорту проекты, расположенные на определенной территории, в частности в северной части Ямало-Ненецкого автономного округа и на шельфе, в том числе Черного и Азовского морей. Этот путь тоже неплохой, и по нему можно пойти. Но мы считаем, что допускать к экспорту проекты только по территориальному принципу все же не совсем правильно, вернее исходить из целесообразности. Потому что в случае территориального ограничения под законопроект не попадут какие-то месторождения в Восточной и Западной Сибири, где в принципе тоже могли бы быть построены заводы СПГ. Не исключено, что будет подготовлен некий «микс», который будет учитывать как территориальный признак, так и учет экспорта СПГ в лицензии на недропользование.

— То есть консолидированной позиции о форме изменения законодательства еще нет, а, как известно, основная борьба всегда идет за детали?
— Мне кажется, это не столь важно, об этом можно всегда договориться, было бы принципиальное решение. Сейчас в России шесть СПГ-проектов, три из них реализует «Газпром», которому разрешения на экспорт не нужно. Вместе с проектами независимых производителей — «Ямал СПГ» НОВАТЭКа, «Сахалин СПГ» «Роснефти» и «Печора СПГ» — в России можно производить до 35–40 млн тонн СПГ к 2018–2020 годам. Мы могли бы занять до 10% мирового рынка. Ниша для существующих проектов есть, поэтому мы ожидаем, что все они получат право на экспорт. Если появятся новые проекты, решение по ним будет приниматься отдельно исходя из критериев, которые будут прописаны в законе.

— Трейдеры смогут получить право на экспорт?
— Нет, не смогут. На наш взгляд, предоставлять такую возможность было бы нецелесообразно.

— Как будет обеспечиваться неконкуренция, к которой призывал президент? Российские производители будут делить рынки стран или конкретных потребителей?
— Все это достаточно условно, делить рынки или покупателей никто не собирается. Сегодня формула ценообразования почти у всех одинаковая. Если газ на китайском рынке стоит $12–13,5 за 1 млн BTU (британская термическая единица), то давать цену ниже этой, во-первых, нецелесообразно с точки зрения экономики того или иного проекта, а во-вторых, участники рынка этого не поймут. То есть жестких правил регулирования рынков и взаимодействия с контрагентами не будет. Я думаю, что наши крупнейшие компании, которые занимаются СПГ, и так смогут между собой взаимодействовать с тем, чтобы не ухудшать свои экономические показатели.

— Тогда в чем будет состоять суть регулирования? Речь шла о создании некоего государственного регулирующего органа, возможно, в структуре Минэнерго.
— Мы не настаиваем на создании такого органа. Есть и другие варианты. Например, создание некоммерческого партнерства, как «Совет рынка» у энергетиков, где нефтегазовые компании могли бы координировать свои действия в сфере СПГ.

— Вы считаете, что это возможно?
— Это можно сделать, но пока в этом нет особой необходимости. Потому что не так много компаний в этой сфере, которые могут между собой конкурировать. Эти вопросы также можно выносить на обсуждение комиссий по ТЭК при правительстве и президенте. Или регулировать сразу при выдаче лицензий.

— Компании не должны пересекаться по рынкам или покупателям?
— Покупателям и сегментам рынка. Например, я считаю, что независимым производителям сейчас нет необходимости поставлять дополнительные объемы СПГ в Европу, потому что там сильные позиции у «Газпрома», который имеет в Европе обширную инфраструктуру для поставок трубопроводного газа. С другой стороны, Европа все равно закупает СПГ, и в этой нише могли бы поработать и «Газпром», и независимые производители, но без ущерба для трубопроводного газа «Газпрома».

— Получается, что, по сути, регулирование деятельности независимых производителей на внешних рынках после либерализации осуществляться не будет. А механизмы администрирования будут включаться только в случае откровенно конфликтных ситуаций?
— Да, это видится так.

— Недавно стало известно, что НОВАТЭК ведет переговоры с британской BP о поставках ей СПГ с «Ямал СПГ», одновременно переговоры о строительстве новой ветки Nord Stream в Британию ведет «Газпром». Не станет ли газ с «Ямала СПГ» конкурентом трубопроводному газу «Газпрома»?
— Не стоит так жестко подходить к этому вопросу, там очень много нюансов. Маркетинг СПГ — это очень сложная тема. Ты покупаешь его в одном месте, а продать можешь в любой точке земного шара. В возможной сделке с BP нужно знать детали.

— На ПМЭФ НОВАТЭК подписал соглашение и о поставках СПГ с китайской CNPC, которая собирается купить долю в «Ямале СПГ». Но переговоры с CNPC о поставках как трубопроводного газа, так и СПГ менее успешно ведет и «Газпром». Не является ли это прямой конкуренцией?
— Нет, это не является проявлением конкуренции. Дело в том, что в Китае тоже есть координация внешних отношений. Изначально НОВАТЭК вел переговоры о поставках газа с китайской Sinopec. Но затем в КНР было принято решение, что все внешние контракты на поставку газа будет заключать только CNPC, в том числе в интересах Sinopec. Поэтому тут между НОВАТЭКом и «Газпромом» нет противоречий.

— «Газпром» ведет переговоры о поставках трубопроводного газа с CNPC около десяти лет, теперь переговоры вновь затягивают. Нет ли ощущения, что они в итоге ни к чему не приведут и Китай вообще откажется от трубы в пользу СПГ?
— У меня нет такого ощущения, потому что идет нормальный процесс сближения позиций. Покупатель заявляет минимальную цену, продавец — максимальную. И та и другая сторона понимает, что у них есть потенциал для сближения. Это растянутый во времени процесс. Исходя из той информации, которой я владею, жесткого расхождения между ними нет.

— Тем не менее пример НОВАТЭКа показывает, что договориться можно быстрее…
— Маркетинговая политика очень сложная, там у каждого своя тактика. Могу сказать лишь, что после того, как с Китаем договорились поставлять трубопроводный газ по восточному маршруту и были оговорены базовые условия, переговоры стали продвигаться интенсивнее, хотя до этого шли очень вяло. Сейчас единственным несогласованным моментом остается цена. Но механизм ценообразования на трубопроводный газ очень сложный. Он зависит от многих факторов: объемов поставок, сроков, надежности, штрафных санкций за недобор или недопоставку газа. Здесь надо соответствовать тенденциям рынка и максимально дорого продать газ потребителю на максимально длинный срок.

— По нашей информации, Китай напрямую не увязывает переговоры о поставках газа с переговорами о поставках нефти, но говорит о том, что он готов покупать в России больше газа, если Россия согласится поставлять туда больше нефти. Так как нефть нужна Китаю больше. Переговоры действительно ведутся в таком формате?
— Мне об этом ничего не известно. На мой взгляд, это не соответствует действительности. Есть отдельная тема по газу и отдельная по нефти. Что касается нефти, то я считаю, что Китай в перспективе будет главным драйвером роста спроса на нефть, и это открывает перед нами большую нишу. Хорошо, что именно мы ее занимаем, потому что в противном случае ее займет кто-то другой.

— «Роснефть» и CNPC в марте договорились о дополнительных поставках нефти в Китай. Вас устраивают предлагаемые «Роснефтью» направления поставок, в частности через Казахстан?
— Мы сейчас прорабатываем этот вопрос, ждем окончательного предложения от «Роснефти», чтобы посчитать ресурсную базу для дополнительных поставок нефти в Китай. Это напрямую связано с нашим соглашением с Казахстаном, по которому с января 2014 года мы прекращаем беспошлинные поставки нефти в страну. Порядок будет следующий: Россия продолжит поставлять 7 млн тонн нефти на Павлодарский НПЗ, в обмен Казахстан также должен будет такой же объем сырья направлять на Новороссийск. Есть вариант поставлять эту нефть в рамках swap-операции в Китай.

— При увеличении поставок на Восток уменьшатся ли объемы, экспортируемые в западном направлении? Еврокомиссия уже не раз высказывала опасения на этот счет.
— Европе не нужно опасаться, все договоры будут выполняться в полном объеме. Для России Европа остается базовым стратегическим направлением.

— Но, например, глава «Транснефти» Николай Токарев высказывал опасение, что у «Роснефти» недостаточно запасов для осуществления дополнительных поставок в Китай и нет точного понимания по ресурсной базе.
— Поскольку речь идет о долгосрочном периоде — межправсоглашение действует до 2038 года, и возможно его продление,— мы специально предусмотрели в нем возможность корректировать объем поставок. Предполагается, что максимальный объем нефти, который пойдет по трубопроводу Сковородино—Мохэ,— до 15 млн тонн. Будет ли ресурсная база или нет, покажет окончание геологоразведочных работ по отдельным месторождениям. Такие работы уже сейчас ведутся, есть высокая вероятность того, что все-таки эти запасы будут подтверждены. При этом китайцы просят еще больше, и если бы мы могли, мы подписались бы на большие объемы. Их потребность в нефти будет расти, потому что будет падать доля потребления угля. Сейчас его доля в структуре баланса КНР составляет около 70%, Китай потребляет половину производимого в мире угля.

И мы здесь выбрали очень правильную политику. Несмотря на то что сейчас трудно сказать, будет ли в 2028–2030 годах в России добываться такой объем нефти для Китая, сейчас мы занимаем эту нишу и ставим себе задачу к данному сроку обеспечить такой объем нефти с учетом разработки новых месторождений и строительства необходимой инфраструктуры. Но зато мы для будущих поколений обеспечиваем гарантированный рынок для экспорта наших энергоресурсов. В свое время наши предки также решили вопрос с Европой, построив соответствующую инфраструктуру, и мы сейчас пользуемся этими благами. Поэтому, если мы думаем о будущем, необходимо создать инфраструктуру на Восток, построить в этом направлении нефтяную и газовую трубы. И как бы не пришлось лет через десять говорить о расширении инфраструктуры.

— Если говорить о газовой инфраструктуре в Европе. Минэнерго и «Газпром» с начала года ведут переговоры с Еврокомиссией (ЕК) об изъятии из Третьего энергопакета газопровода OPAL, чтобы «Газпром» мог использовать его на полную мощность. Вы планировали договориться до конца июня, но этого до сих пор не удалось, в чем причина?
— Я считаю, что переговоры продвигаются нормально. На каждой встрече специальной рабочей группы происходит сближение позиций и одновременно их доработка. Последняя встреча была 24 июня в Брюсселе, на ней были представители Еврокомиссии, немецкий регулятор, специалисты Минэнерго и «Газпрома». На этой встрече независимый консультант предоставил сделанное по заказу «Газпрома» исследование рынка Чехии. Договорились, что немецкий регулятор и ЕК зададут к этим исследованиям дополнительные вопросы, получат на них ответы и в середине июля должна состояться следующая встреча. Мы ожидаем, что к этому моменту все вопросы исчезнут и появится возможность внедрить механизм изъятия для OPAL. Предложение российской стороны — выставлять свободные мощности OPAL на аукцион, что даст к нему доступ сторонним поставщикам. Если их не будет, «Газпром» сможет законтрактовать свободные мощности, что позволит заполнить трубу.

— Выработанное по OPAL решение может быть экстраполировано на наземную часть газопровода South Stream?
— Там другая ситуация. Для наземной части South Stream есть иные механизмы. Если каждая из стран, по которой пойдет труба, признает ее проектом национального интереса, это позволит придать проекту наднациональный статус и получить изъятие из норм Третьего энергопакета.

— Существуют ли альтернативные варианты, например допуск третьих поставщиков, например независимых российских производителей?
— Такой вариант не обсуждается.

— Может ли проект завода СПГ «Газпрома» на Балтике стать альтернативой расширения Nord Stream?
— Строительство этого завода будет направлено и на российских потребителей, в том числе для поставок СПГ в Калининградскую область.

— Но есть поручение президента проработать предложения о строительстве в Калининград отвода от Nord Stream. Это альтернативные проекты?
— Есть разные варианты. Отвод обсуждается, но более предпочтительным является строительство завода СПГ.

— ЕК инициировала антимонопольное расследование в отношении деятельности «Газпрома» в Европе. Вы следите за ним, что там происходит?
— Там идет работа. По этим вопросам с Еврокомиссией взаимодействует сам «Газпром».

— Но после начала этого расследования появился президентский указ о защите стратегических компаний за рубежом. В соответствии с ним «Газпром» должен почти всю свою деятельность согласовывать с Минэнерго? Этот механизм работает?
— Да, работает. Когда «Газпром» направлял в Еврокомиссию и антимонопольный комитет необходимые документы, мы их согласовывали.

— А их контракты вы тоже согласовываете?
— Мы должны согласовывать только изменение системы ценообразования. Согласование конечных цен и контрактов — это не наша работа.

— Указ тормозит работу «Газпрома»?
— Нет, «Газпром» как публичное акционерное общество достаточно самостоятелен в своих переговорах и политике.

— А «Роснефть»?
— В «Роснефти» больше половины акций принадлежит государству. Но тем не менее это также акционерное общество, которое работает по закону об АО. Конечно, директивы для голосования на собраниях акционеров мы направляем, но перечень вопросов, регулируемых директивами, очень ограничен.

— Ранее эффективная доля государства и в «Газпроме» была меньше контрольной, но сейчас удалось получить контроль…
— Да, сейчас эффективная доля государства в «Газпроме» чуть выше 50%. И этого достаточно, чтобы осуществлять контроль.

— Часто говорят, что «Газпром» непрозрачен, что он должен согласовывать свою инвестпрограмму с правительством. Отсутствие эффективного контроля в «Газпроме» мешало государству осуществлять корпоративный контроль?
— Я думаю, что не мешало. На сегодняшний день есть все механизмы и инструменты, чтобы осуществлять корпоративный контроль в «Газпроме». Но, с другой стороны, решение по выводу чиновников из советов директоров госкомпаний было направлено на уменьшение влияния государства. В чем тогда смысл, если чиновников нужно выводить, а инвестпрограмму следует согласовывать?

— Но в ноябре 2012 года правительство предписало федеральным органам исполнительной власти согласовывать и утверждать инвестпрограммы акционерных обществ с госучастием, являющихся субъектами естественных монополий.
— У нас с «Газпромом» выстроены нормальные, конструктивные механизмы взаимодействия. Обсуждение их инвестпрограммы и принятие важных решений делается в режиме наших полномочий. Мы обязательно согласовываем инвестпрограммы сетевых компаний, потому что они монопольные. А программы рыночных компаний мы не согласовываем, для этого есть инвесткомитеты, акционеры, которые следят за тем, чтобы компании эффективно тратили. Сейчас уполномоченными органами власти вырабатываются предложения о механизме согласования инвестпрограмм.

vvva2009: О проекте «Ямал-СПГ»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В целом с оценкой согласен.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Администрирование на рынке газа

19.11.2013
Премьер-министр РФ Дмитрий Медведев подписал постановление правительства РФ об установлении нулевой экспортной пошлины для сжиженного природного газа (СПГ). Соответствующий документ опубликован сегодня.

Кроме того, нулевая экспортная пошлина установлена для стабильного газового конденсата. Данные ставки вывозной таможенной пошлины внесены в перечень для товаров, вывозимых из РФ за пределы стран Таможенного союза.

В июне 2013г. замминистра финансов Сергей Шаталов отмечал, что вводить экспортную пошлину на СПГ из РФ не планируется.

Как сообщалось, 15 ноября 2013г. Госдума приняла в первом чтении законопроект о либерализации экспорта СПГ. Ожидается, что после его принятия право на экспорт СПГ помимо Газпрома получат проекты НОВАТЭКа («Ямал-СПГ») и «Роснефти» (проект строительства завода СПГ совместно с ExxonMobil на Сахалине).

На сегодня в России правом экспорта газа обладают только Газпром и его 100-процентная «дочка» «Газпром экспорт». В РФ действует единственный завод по производству СПГ — «Сахалин-2», основным акционером которого является Газпром, однако запланировано строительство еще нескольких заводов.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20131119194752.shtml

В целях развития производства сжиженного природного газа в России распоряжением Правительства Российской Федерации от 11 октября 2010 года №1713-р утверждён комплексный план по развитию производства сжиженного природного газа на полуострове Ямал на базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Указанным распоряжением предусмотрено установление нулевой ставки вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат стабильный и сжиженный природный газ, добыча которых будет осуществляться на территории полуострова Ямал.
http://government.ru/docs/8277

Правкомиссия одобрила продажу 20% «Ямал СПГ» китайской CNPC.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20131113140149.shtml

— — — —
Национальная иранская газовая компания (National Iranian Gas Co — NIGC) объявила о банкротстве.
Я и раньше говорил, что гигантские запасы газа совсем не гарантируют больших доходов от его продажи. Теперь могу добавить, что гигантские запасы также не являются гарантией от банкротства.
http://m-korchemkin.livejournal.com/263572.html

— — — —
Норвежская государственная нефтегазовая корпорация Statoil отказалась от нефтяной индексации газовых цен по контрактам в Северной Европе.
Стоимость контрактов Statoil теперь будет привязана к комбинации цен на газ на сутки, месяц и сезон вперед на таких распределительных узлах, как National Balancing Point и Title Transfer Facility.
http://m-korchemkin.livejournal.com/263755.html

— — — —
Спотовая индексация уменьшает зависимость европейских газовых цен не только от действий ОПЕК, но и от политики России на Ближнем Востоке. Ведь любое обострение ситуации в регионе вызывает всплеск нефтяных цен.

Не все читатели понимают, что Статойл отказывается не от долгосрочных контрактов, а от нефтяной индексации цен этих контрактов. Поэтому в российской прессе появляются рассуждения о сознательном сокращении поставок норвежского газа с целью повышения цен, что в рамках долгосрочных контрактов просто невозможно. Отказ норвежцев от привязки газовых цен к нефтяным — это, конечно же, не шаг против России, а шаг навстречу своим покупателям.
http://m-korchemkin.livejournal.com/264652.html
http://www.kommersant.ru/doc/2347646
http://uk.reuters.com/article/2013/02/07/statoil-gas-idUKL4N0B76DU20130207

— — — — — —
i/ Реальная доходность добычи газа в России падает (?), начинают уменьшаться налоги.
Отменяется вначале экспортная пошлина для СПГ, который можно продавать на азиатских рынках, дороже чем на европейских.

ii/ Банкротство NIGC весьма предсказуемо: субсидирование потребления

iii/ Действия Statoil весьма вероятно можно объяснить давлением на норвежское правительство со стороны других правительств и международных организаций

Новости i и iii как примеры нерыночного влияния на рынок с целью добиться экономического роста, почти как в новости ii