Архив меток: газ торговля диаграмма

Презентация «Итоги работы ТЭК России в 2013 году». 2. Газовая отрасль; нефтегазовая отрасль в целом


3495×2417

Реклама

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


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

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

WEO Special Report 2013: Southeast Asia Energy Outlook. 4. Нефть и газ

WEO Special Report 2013: Southeast Asia Energy Outlook. 3. Ископаемое топливо, уголь

— — — — — —
i/ Рис. 3.1, 3.3: наиболее сомнительны перспективы Филиппин и Таиланда
ii/ Рис. 3.5: 2017-2019 гг. — пик экспорта угля из ЮВА

npga.org: сланцевый газ и NGL

Recent Developments in International Supply and Demand of Propane

Южная Корея будет покупать газ на спотовом рынке, чтобы не допустить отключения электроэнергии

5 августа. FINMARKET.RU — Южная Корея переходит на закупку природного газа на спотовом рынке, чтобы предотвратить перебои с подачей электроэнергии в стране после вывода из эксплуатации нескольких ядерных реакторов из-за выявленных некачественных компонентов.

По итогам расследования выявлено, что подозрительные детали использовались по крайней мере на 14 из 23 реакторов страны. В результате на момент пикового летнего спроса шесть реакторов отключены, что создает существенный дефицит электроэнергии — до 2 млн кВт, по оценкам министерства торговли, промышленности и энергетики.

Ситуация усугубляется тем, что из-за ряда технических проблем приостановлена работа двух угольных ТЭС, и Korea Electric Power Corp. — энергетический монополист Южной Кореи — вынуждена работать в опасной близости от уровня предельной мощности.

«Южная Корея стоит на грани отключений электроэнергии из-за зашкаливающих летних температур и приостановки ядерных реакторов, — заявил Interfax Energy Хён Вук Пак из Оксфордского института энергетических исследований. — Малейший сбой на любой электростанции приведет к обесточиванию. Именно поэтому правительство просит людей отключить кондиционеры и заставляет госпредприятия и организации не пользоваться ими. Люди словно в сауне работают».

В свое время Южная Корея, как и Япония, сделала ставку на атомную энергию из-за практически полного отсутствия ископаемых видов топлива. Однако теперь ей приходится увеличивать потребление сжиженного газа, причем в самый неудобный момент — когда цены на рынке резко повышаются.

Как объявила на этой неделе Korea Gas (Kogas), импорт СПГ в Южную Корею в первой половине 2013 года составил 21,53 млн тонн. Мартовский прогноз на 2013 год предусматривал, что за год в целом компания закупит за рубежом 37,9 млн тонн СПГ, то есть на 2-е полугодие остается всего 16,37 млн тонн. Госкорпорация пока не стала менять прогноз, сославшись на недостаточный объем данных.

По данным Platts, Kogas последнее время неуклонно наращивает импорт СПГ: с 23,8 млн тонн в 2009 году до 31,82 млн тонн в 2010 году, 33,97 млн тонн в 2011 году и 34,97 млн тонн в 2012 году.

Долгосрочные контракты не могут полностью покрыть резко выросший в этом году спрос, к тому же и с ними не все гладко: Нигерия, шестая страна по величине поставок СПГ в Южную Корею, этим летом была вынуждена приостановить работу завода по сжижению газа на шесть недель.

В результате Kogas вышла на спотовый рынок раньше, чем предполагалось, приобретая СПГ и в Атлантическом, и в Тихоокеанском бассейнах. Всего в августе ожидается прибытие в страну 7 поставок СПГ, приобретенного на спотовом рынке: два газовоза из Тринидада и Йемена уже доставили ценный груз, во второй половине месяца за ними последуют 4 судна из Нигерии и одно в Перу. Кроме того, Kogas проявила интерес к тендерам на СПГ в Индонезии и на шельфе северо-западного побережья Австралии.

Высокий спрос на газ в Южной Корее подстегнул рост цен: если год назад дальневосточные покупатели могли приобрести СПГ по $13-14 за 1 млн британских тепловых единиц (BTU), то сейчас газ с поставкой в августе и сентябре 2013 года уже стоит больше $16 за 1 млн BTU, создавая опасную ситуацию по мере приближения к зимнему периоду.

Аналитики швейцарских трейдеров не исключают, что до конца зимы 2013-2014 гг. стоимость СПГ на Дальнем Востоке может превысить $20 за 1 млн BTU.
http://www.finmarket.ru/z/nws/news.asp?id=3439756

— — — — —

http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview.asp
http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf

— — — — —


http://iv-g.livejournal.com/835452.html

i/ В Южной Корее одна из самых высоких в мире цен на газ
ii/ Доли газа и ядерной энергетики примерно равны
iii/ За 2000-2011 гг. потребление газа выросло почти в раза
iv/ Ядерная энергетика дает около трети электроэнергии
v/ Вторая подряд за 2.5 года крупная остановка реакторов в тихоокеанской Азии, что наводит на размышления, в первую очередь о компаниях-производителях оборудования, поскольку средний возраст реакторов в Южной Корее составляет 18 лет, ядерная энергетика в Южной Корее быстро развивается в последние 20 лет
vi/ Другие ядерные новости:
a/ Уже в начале двадцатых годов этого века в Германии отключат все атомные электростанции
b/ июль, 2013, Калифорния: АЭС Сан-Онофре — закрыть и заработать
vii/ Проблемы с обеспечением ураном

http://iv-g.livejournal.com/528994.html


http://www.uraniumenergy.com/_resources/presentations/UEC_Presentation.pdf

ВЫВОДЫ:
i/ «Внезапные» остановки АЭС, вероятно, будут случаться все чаще.
ii/ Будет расти спрос на уголь и природный газ, есть мнение, что Китай проходит сейчас пик угля. Причем это пик спроса
iii/ Спрос на газ будет расти, весьма вероятно, замещая ядерную энергетику, для которой не будет хватать ядерного топлива
iv/ Газопровод сила Сибири производительностью 61 млрд куб. м газа в год будет весьма кстати для Дальнего Востока, учитывая сжатие спроса в Европе
v/ Надежды в Японии, связанные с падением цен на СПГ становятся все менее обоснованными
vi/ Доклад Язева собранию Российского газового общества, 26 июня 2013 года, конечно, реалистичен, но несколько пессимистичен, не учитывая приятных бонусов, связанных закрытием части АЭС.

vii/ Газпром, интенсивно строящий трубопроводы, не так недальновиден, как кажется со стороны, он просто не высказывается о сопутствующих благоприятных обстоятельствах в других отраслях энергетики 🙂

Газпром: поставки газа на внутренний рынок и газификация регионов

http://www.gazprom.ru/investors/
http://www.gazprom.ru/press/conference/2013/regional-gasification/

А.Собко: О «нефтяной привязке» в европейских газовых контрактах. Это надолго, но не навсегда

Как известно, Евросоюз взял курс на либерализацию своего газового рынка. Одна из составляющих этого процесса – отказ от нефтяной индексации газовых цен и переход к привязке на основе биржевого (спотового) ценообразованию. Цена в этом случае формируется в центрах биржевой торговли (газовых хабах). В какой степени европейским регуляторам удаётся достичь задуманного? Ответ на этот вопрос не так прост, как может показаться – ведь точные условия долгосрочных газовых контрактов, как правило, не подлежат разглашению. Тем не менее такая попытка была сделана осенью прошлого года аналитиками Societe Generale. Согласно оценкам этого банка, в 2011 году на нефтяную индексацию приходилось около 58% от общего объема поставок, а в 2012 году – уже 55%. Соответственно, объем продаж со спотовой ценовой привязкой достиг 45%, то есть вплотную приближается к половине.

Тут надо сделать небольшое пояснение. Поставка газа с биржевой ценовой привязкой вовсе не означает, что весь этот газ покупается «на споте», то есть вне системы долгосрочных контрактов. Конечно, есть и непосредственно биржевые продажи, но их доля невелика. В эти 45% входят и поставки по долгосрочным контрактам, но уже с «газовой индексацией». Так, например, осенью прошлого года норвежская Statoil заключила договор с немецкой Wintershall о поставках в течение 10 лет 45 млрд кубометров газа (т.е. по 4,5 млрд кубометров в год) с ценовой привязкой к газовым хабам северо-западной Европы.

Statoil, на долю которого приходится около четверти европейских газовых поставок (у «Газпрома» примерно столько же), по некоторым оценкам, уже перевел на спотовую индексацию около половины своих объемов газа.

Еще одна оценка структуры газовых контрактов была сделана консалтинговой компанией Timera Energy на основе данных Reuters (на рисунке справа). Слева –визуализация рассмотренных выше оценок Societe Generale.

Газовый рынок континентальной Европы сейчас находится в процессе трансформации, а потому разобраться в деталях схем ценообразования пока непросто. Напротив, Великобритания значительно раньше начала либерализацию рынка, и, как считается, добилась того, что весь поставляемый газ идет с ценовой привязкой к котировкам на британском газовом хабе NBP (National Balance Point). Тем интересней замечание в комментарии Timera Energy о том, что такое допущение может быть слишком оптимистичным. А на деле до сих по часть старых долгосрочных контрактов по поставкам газа в Великобританию с шельфа Северного моря могут содержать нефтяную привязку.

А что же «Газпром»? Российский монополист считает (и справедливо), что ликвидности биржевых торгов пока недостаточно для перехода на новые механизмы ценообразования. Среди прочего одним из показателей ликвидности является объем финансовой надстройки: то есть отношение объемов торговли газом на хабе к объему реальных физических поставок (так называемый churn ratio). Минимальная отметка, при которой газовый хаб может считаться ликвидным, находится в районе 10-15. Такой показатель churn сейчас есть только на британском газовом рынке, на европейских хабах он пока значительно меньше. Для сравнения, на американском Henry Hub этот показатель составляет около 100, а для нефти, где финансовый рынок превалирует над физическим, он, вообще выше на порядки.

В результате «Газпром» разработал систему скидок, благодаря которой среднеевропейская цена монополии оказалась близка к биржевой. В то же время нефтяная привязка пока сохраняется. Любопытно, что, как недавно выяснилось, «Газпром» по результатам прошлого года сэкономил почти миллиард долларов. Ранее компания закладывала в свой бюджет-2012 так называемые ретроактивные платежи – компенсации за предоставленные задним числом скидки на газовые поставки прошлых лет. На такие платежи компания планировала потратить свыше 130 млрд рублей, но новые переговоры с европейскими контрагентами позволили сохранить около 30 млрд. Интересно, что покупатели попросили в обмен на отказ от части скидок? По данным газеты «Ведомости», уступкой со стороны «Газпрома» стало изменение уровня «бери-или-плати» в контрактах, а также сроки выплат.

В текущих условиях сохранять нефтяную привязку, даже снижая цены путем предоставления системы скидок, представляется разумным. Но в среднесрочной перспективе переход к газовой индексации станет неизбежным. В первую очередь потому, что цены на нефть могут заметно вырасти, а сам этот источник топлива будет уходить на вторые позиции. В свою очередь газовый рынок уже идет по тому пути, который в прошлом веке прошел рынок нефти. Евросоюзу нужно сначала самому решить проблемы со зрелостью своего газового рынка, прежде чем заставлять отказываться от нефтяной индексации внешних поставщиков. Но и нашим компаниям нужно активней развивать свои трейдинговые подразделения и приспосабливаться к изменениям на европейском рынке. В первую очередь для того, чтобы в будущем получить максимальные преимущества от работы в новых условиях.

http://www.odnako.org/blogs/show_25824/
— — — — — — — —
Ссылки в статье
http://www.timera-energy.com/uk-gas/gas-indexation-in-europe-a-tipping-point/
http://www.vedomosti.ru/companies/news/11765921/gazprom_sekonomil_milliard

— — — — — — — —
Прогноз сделанный в статье /»Это надолго, но не навсегда»/ базируется на некоторых не очевидных допущениях, в частности:
i/ Очень интересное, сильное и нетривиальное допущение, что ЕС — регион, зависимый от импорта энергоресурсов, сможет диктовать в долгосрочной перспективе свою волю энергоэкспортерам, при условии падении собственной добычи углеводородов и чудовищных экологических нормах, ограничивающих добычу и потребление угля.
Гораздо логичнее предположить, что Великобритания и Германия еще смогут диктовать свою волю, а у остальных дела пойдут не так хорошо

ii/ Очень сильное предположение об отвязке от нефтяных цен, высказанное как «Но в среднесрочной перспективе переход к газовой индексации станет неизбежным. В первую очередь потому, что цены на нефть могут заметно вырасти, а сам этот источник топлива будет уходить на вторые позиции»
Рост нефтяных цен в нынешних условиях может быть объяснен только однозначно — уменьшением добычи после нефтяного плато, достигнутого в условиях высоких цен на нефть

http://earlywarn.blogspot.ru/2013/05/april-oil-supply-little-changed.html


http://earlywarn.blogspot.ru/2013/05/oil-price-update.html

И в этих гипотетических условиях уменьшения добычи нефти соответствующее увеличение цен на газ, как на самый удобный и экологичный вид топлива, представляется весьма вероятным

iii/ Очень сильное и неочевидное предположение, что цены на различное топливо, приведенные к энергетическому эквиваленту должны значительно расходиться.
Если рассматривать данные по США, то значительное расхождение цен на различные виды топлива началось перед крахом клинтоновского пузыря доткомов и усилилось с бушевским пузырем недвижимости


http://iv-g.livejournal.com/874607.html

Планы Газпрома

19.12.2012
Прогнозы «Газпрома» по расходам и доходам в 2013-2015 гг.

Завтра совет директоров «Газпрома» рассмотрит бюджет компании на 2013 г. и инвестпрограмму на 2014-2015 гг. Инвестиции монополии без учета «Газпром нефти» и энергетических компаний в следующем году составят 841,06 млрд руб., а в ближайшие три года (2013-2015 гг.) — 3,1 трлн руб.(около $100 млрд), рассказал «Ведомостям» источник, знакомый с материалами к совету директоров. Львиная часть затрат придется на капвложения (без долгосрочных финансовых вложений) — 790,8 млрд и 2,8 трлн руб. соответственно, продолжает собеседник «Ведомостей». Те же данные передал вчера и «Интерфакс» со ссылкой на собственный источник.

19.12.2012
«Газпром» корректирует планы продаж и добычи — ни внутренний, ни внешний рынок роста не обещают

Как стало известно «Ведомостям» от человека, знакомого с материалами «Газпрома», в 2012 г. компания продаст только 477,4 млрд куб. м газа, хотя в ее бюджете заявлялась цель в нынешнем году продать 508 млрд куб. м. Те же цифры есть у «Интерфакса». Теперь «Газпром» рассчитывает продать свыше 500 млрд куб. м газа только в 2015 г., а именно 506,2 млрд куб. м.

Уже в I квартале стало понятно, что экспорт упал (по нынешнему плану — 211,1 млрд куб. м за год, в прежнем было на 5% больше), но предправления «Газпрома» Алексей Миллер излучал оптимизм, надеясь компенсировать недостачу российскими поставками. Теперь компания признала, что снизятся и внутренние продажи: 266,3 млрд куб. м за год, хотя предполагалось 270 млрд. Сократился и план добычи: в начале года было 528,6 млрд, сейчас — 504,1 млрд куб. м.

«Газпром» традиционно дает высокие прогнозы в начале года и несколько раз пересматривает их, заметил аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Аналитик Номос-банка Денис Борисов считает, что нынешний прогноз «Газпрома» сложно назвать консервативным, но он более реалистичен, чем базовый.

План продаж на 2013 г. — 484,9 млрд куб. м, из которых 151,8 млрд — экспорт в дальнее зарубежье, говорит человек, знакомый с материалами «Газпрома», а прогноз европейской цены — $369,7 за 1000 куб. м — почти на 10% меньше средней цены этого года, из-за чего выручка уменьшится на 168,5 млрд руб.

Но Украине «Газпром» по-прежнему намерен продать 40 млрд куб. м в год, несмотря на то что в этом году было продано только 27 млрд. Зато цена для Украины существенно снизится: $352 за 1000 куб. м в 2013 г. против $414,5 в нынешнем, говорит человек, знакомый с материалами «Газпрома».

За семь месяцев 2012 г. Украина сократила импорт российского газа на 7,7% по сравнению с 2011 г., говорит аналитик «Солида» Елена Юшкова, возможно и дальнейшее снижение, что вынудит «Газпром» корректировать продажи.

Представитель «Нафтогаза» на вопросы не ответил. Представитель «Газпрома» сообщил, что поставки газа на Украину определены контрактом.

Ожидаются потери и на внутреннем рынке: в конце 2013 г. у «Газпрома» заканчиваются 40% долгосрочных договоров на поставку газа в России. «Газпром» теряет российских клиентов с 2009 г., уступая их «Новатэку».

Начало положила «Интер РАО», а в этом году от «Газпрома» к «Новатэку» ушли еще и «Э.Он Россия» и «Фортум»: поставки им начнутся с 2013 г., за 15 лет они получат от «Новатэка» более 180 млрд куб. м. «Новатэк» также заключил контракты с «Мечелом» (17 млрд куб. м, 11,5 года) и Магниткой (50 млрд куб. м, 10 лет). Со следующего года еще и «Северсталь» практически полностью сменит «Газпром» на «Новатэк» — контракт на $2 млрд.

В борьбу за внутренних потребителей вступила и «Роснефть», подписавшая в ноябре 25-летний контракт на 875 млрд куб. м с «Интер РАО», а следом — пятилетние контракты с «Фортумом» и «Э.Он Россия», на 12 млрд и 4,65 млрд куб. м соответственно.

Продажи «Газпром межрегионгаза» в 2013 г. составят 258,2 млрд куб. м, что даст компании более 1 трлн руб., знает человек, знакомый с материалами «Газпрома».

Борисов замечает, что благодаря более низкому НДПИ, чем у «Газпрома», независимые производители согласны на более низкие цены. Пересмотр продаж в сторону понижения возможен и в Европе, считает аналитик ФК «AForex» Нарек Авакян, в первую очередь в Польше, Чехии и Венгрии. А вот крупные клиенты, например Германия и Италия, на которых приходится свыше 50% европейских поставок «Газпрома», добились от него скидок и удовлетворены условиями работы с «Газпромом», полагает он.

Конкуренцию «Газпрому» в будущем может составить и сланцевый газ из Северной Америки, так что, возможно, и нынешние прогнозы «Газпрома» не сбудутся, заключил Борисов.

Представитель «Газпрома» сообщил, что планы компании могут корректироваться, все будет зависеть от ситуации на рынке.

7 декабря 2012 г.
М.Корчемкин. Станет ли экспорт газа убыточным? — Конференция ИМЭМО, Москва

— — — — — — — — — — —
В действительности, ничего удивительного в корректировке планов продаж Газпрома нет.

i) До кризиса 2008 г., да и некоторое время после, была надежда на европейский рынок.
Но Европа с ее жесткой бюджетной политикой еще долго будет в тисках кризиса
Прогнозы на ближайший год OPEC: Monthly Oil Market Report, December 2012

ii) Южный поток, как и Северный поток являются чисто политическими проектами по принуждению Украины к вступлению в ТС. И успехи в этом уже есть, экономика Украины уже падает

iii) Теперь больше надежд на азиатский рынок, газ дам дороже. Но инфраструктура торговли в восточном направлении только создается, отсюда и «Восточная газовая программа».
Если низкие цены на газ в США, вследствие роста добычи — это хорошо, то подготовка инфраструктуры на востоке России для подачи газа и появления там новых производств — это тоже хорошо. Надо просто иметь в виду, что если в США месторождения нефти и газа распределены более равномерно и более близки к потребителям, то в России, основная добыча газа находится на севере Западной Сибири. Газопроводы на запад протянули еще при советской власти, а на восток не протянули.

Даже в электроэнергетике СССР Дальний Восток оставался отдельным кластером
Карта 1975 г.

В 1970 году к ЕЭС была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 году — ОЭС Казахстана и отдельные районы Западной Сибири. В 1978 году ОЭС Сибири была присоединена к ЕЭС СССР.

iv) Наибольший интерес представляет последняя диаграмма о себестоимости экспорта
— рост себестоимости добычи в 2 раза, поскольку старые месторождения истощаются и надо осваивать новые
— транзитные расходы почти неизменны
— экспортные пошлины закономерно увеличатся, поскольку как отмечено ранее
Вот ещё пример проявления заботы государства о прибыльности «национального достояния»: доля НДПИ в средней экспортной цене и в средней российской цене Газпрома с годами снизилась.
2004 год: НДПИ = 107 руб = 2.7% от экспортной цены и 13.0% от средней российской цены.
2011 год: НДПИ = 237 руб = 2.1% от экспортной цены и 9.0% от средней российской цены.

— расходы на транспорт растут примерно в 2.5, что связано с новым строительством в западном и восточном направлении. Недостатки — это продолжение достоинств. Если доля Газпрома в мировой газовой торговле в 2006 составляла около 27%, то это только из-за того, что ранее были проложены газопроводы из Западной Сибири, которая является, самой удаленной от потребителей газа.

eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

theoildrum: LNG


A tanker docked at the Nikiski, Alaska, LNG plant.

LNG touches only a small portion of the world’s gas supply, but it’s the fastest-growing portion. Since 2000, global demand for LNG has grown 140 percent and now accounts for roughly 10 percent of the methane consumed worldwide.

Since 2006, Norway, Russia, Yemen, Peru, Angola and Equatorial Guinea all have started making LNG, while Qatar, Nigeria, Australia, Oman and Indonesia have expanded production.

Last year Qatari plants exported almost one-third of the LNG traded across the globe. In the mid-2000s, with construction under way, Qatari officials thought they’d be selling much of their LNG to the United States. The Lower 48 shale-gas boom blew apart that plan. But last year, as Japan idled nuclear power production after the Fukushima disaster, Qatari exports to Japan soared 56 percent over their 2010 level, according to the BP Statistical Review of World Energy. That dulled Qatar’s pain of losing the U.S. market.

LNG is exported from 19 countries, including from one U.S. plant in Nikiski, Alaska.

About 10 to 15 percent of the gas gets consumed during the process. Much of it to run the plant’s turbines, compressors and other machinery.

At the end of 2011, 360 ships comprised the global LNG fleet, according to the International Gas Union. Ships typically get built in tandem with LNG plants and get contracted to sail between the plant and its customers. Just as the capacity to make LNG has skyrocketed in recent years, so has the tanker capacity, growing 150 percent since 2006, the IGU said.

The average tanker capacity is about 3.1 bcf of gas (after the liquid gets converted back into a vapor). South Korea is the big builder of tankers. An average one can cost at least $150 million. The largest tankers were built for the Qatar expansion. They can carry about 5.5 bcf, but the tankers are too big for some LNG receiving ports.

As an export product, LNG dates back less than 50 years, to 1964.
That year a British shipyard launched the Methane Princess, a tanker that carried the first commercial load of LNG, from a new plant in Algeria to a gas-hungry United Kingdom.

Within a few years, Algeria was sending LNG to France, too, and Libya was exporting it to Italy and Spain. In 1969, a new Phillips and Marathon plant in Nikiski, Alaska, started shipping LNG made of Cook Inlet natural gas to Japan, inaugurating LNG trade to Asia. Japan is the world’s top LNG consumer today.

The idea of water-borne LNG deliveries started to get traction in the mid-1950s.

New gas discoveries in Algeria made that country the first mover in LNG exports. The Methane Princess, carrying the world’s first commercial load to Canvey Island, was small by today’s standards. It could carry up to about 500 million cubic feet of gas (after regasification). The average LNG tanker today is five times larger.

But the Methane Princess proved to be a workhorse through the early years of LNG export. The vessel was finally scrapped in India during the mid-1990s. Another tanker with the same name sails in the LNG trade today.

http://www.arcticgas.gov/lng-cold-facts-about-hot-commodity
http://www.theoildrum.com/node/9526

Европейские цены Газпрома в 2011 г.

На основе данных «Ведомостей»

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

19.06.2012
Цены в Европе за газ за 1000 м3

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

Потребление газа в Польше, млн. м3

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

eia.gov: The United Kingdom’s natural gas supply mix is changing


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=6770

«Газпром» остался верен старым принципам работы со странами-покупателями

«Газпром» верен старым принципам: разные отношения со странами-клиентами — разные цены на газ. Впрочем, одна закономерность имеется. Кто судился, а не пытался договориться, получал сырье дороже

«Газпром» работает от рынка. В центре нашего внимания — потребитель, его текущие и долгосрочные планы по использованию топливных ресурсов«- это цитата из совместного обращения председателя правления «Газпрома» Алексея Миллера и председателя совета директоров Виктора Зубкова, которое опубликовано в материалах к предстоящему собранию акционеров концерна.

Представители «Газпрома» не устают повторять, что экспортные цены компании зависят исключительно от рыночных условий: котировок на нефть, топливного баланса стран-клиентов, объема закупок и транспортного плеча.

Но в 2011 г. цены росли быстрее для тех клиентов, кто предпочитал переговорам арбитражные разбирательства с «Газпромом», гласит опубликованный в пятницу обзор «Интерфакса». А самым мягким был рост цены для будущих партнеров по мегапроекту «Южный поток». Верность этих цифр «Ведомостям» подтвердил сотрудник группы «Газпром». Представитель компании комментировать их отказался.

Разные клиенты
В 2011 г. самый высокий рост цен пришелся на Германию, гласят данные «Интерфакса» (см. таблицу). Крупнейший импортер этой страны — E.On Ruhrgas — сейчас ведет арбитражную тяжбу с «Газпромом» на 1,5 млрд евро о пересмотре условий контракта.

В ФРГ есть и другой крупный клиент — Wingas. Но эта компания торгует газом через сбытовые СП с «Газпромом». Поэтому Wingas «отличается от всех остальных клиентов» и «мы никогда не пойдем в арбитраж против «Газпрома», говорил прошлой осенью в интервью «Ведомостям» Райнер Зеле, предправления материнской компании Wingas — Wintershall.

Еще один спорщик — польский монополист PGNiG — имел самую высокую цену в первой пятерке европейских клиентов «Газпрома». PGNiG обратилась в арбитраж в ноябре 2011 г., прося поставлять ей часть газа по биржевым ценам — по аналогии с западноевропейскими клиентами «Газпрома». Но компромисса до сих пор нет.

Больше всех с динамикой цен повезло Словакии. Для нее единственной из всех зарубежных клиентов «Газпрома» стоимость сырья снизилась. Два года назад словацкий монополист SPP пробовал судиться с «Газпромом» (по поводу убытков от транзитного кризиса 2009 г.), но быстро отозвал иск и с тех пор решал вопросы за столом переговоров, напоминает «Интерфакс».

Вопросы собственности
Не так быстро росли цены и для будущих партнеров «Газпрома» по проекту «Южный поток» — Турции, Венгрии и Греции.

Уступки для турецкой Botas стали «ключевыми», чтобы страна выдала разрешение на прокладку газопровода в территориальных водах Черного моря, заявил «Интерфаксу» источник в «Газпроме». О том, что это применимо и к Греции, недавно обмолвился Миллер.

На днях появилась информация, что у греческой DEPA могут быть проблемы с оплатой российского газа. На вопрос, будет ли «Газпром» идти на уступки, Миллер ответил, что все будет зависеть от сроков принятия решений по «Южному потоку» со стороны нового правительства страны. А также от сроков проведения приватизации DEPA, в которой «Газпром» собрался поучаствовать.

До сих пор вопрос доступа к местным активам играл решающую роль в ценах «Газпрома» для стран бывшего СССР. Так, Белоруссия в 2012-2014 гг. будет платить за российский газ не больше $180, что в 1,5 раза меньше прошлогоднего. «Газпром» согласился на такие условия после того, как Белоруссия полностью уступила ему местную газотранспортную систему.

Те же условия «Газпром» предлагал и Украине — снижение цен в обмен на долю в местной газотранспортной системе и доступ к украинским потребителям.

Но Киев пока не соглашается. В итоге Украина платит самую высокую в мире цену за газ, возмущался в январе президент страны Виктор Янукович.

Цена, конечно, не самая высокая в мире: по итогам 2011 г. она составила порядка $309, а без учета «харьковской» скидки (снижение цены за счет льготной пошлины по соглашению о Черноморском флоте от апреля 2010 г.) получилось бы $409. Как минимум у пяти клиентов «Газпрома» — Македонии, Боснии и Герцеговины, Польши, Чехии и Греции — цена была выше этого уровня. Но с учетом масштабов Украина теперь второй по доходности рынок для «Газпрома» после Германии.

Киев пытается найти альтернативы «Газпрому». Уже есть соглашение с германской RWE, чешская «дочка» которой также подала в арбитраж на российский концерн.

Чем закончится спор с соседями, пока не ясно. А вот в Евросоюзе «Газпром» со своей политикой все же очень рискует, отмечает директор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин.

Если бы на месте «Газпрома» был любой другой европейский концерн, он не стал бы так делать как минимум из-за жесткого антимонопольного законодательства ЕС и многомиллионных штрафов за сговор и раздел рынка, рассуждает эксперт. В прошлом году Еврокомиссия уже провела обыски в офисах европейских клиентов «Газпрома», чтобы изучить их контракты с концерном. Расследование не закончено. Это может занять около трех лет, отмечает Корчемкин, но риск штрафов для «Газпрома» существует.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/1859781/razdelyaj_i_prodavaj

Сколько стоит российский газ

http://www.vedomosti.ru/library/news/1859763/skolko_stoit_rossijskij_gaz

На графике видно, что поставки газа на Украину приносят Газпрому больше прибыли, чем экспорт почти во все показанные страны, включая Македонию. Исключение — Турция, так как экспорт по «Голубому потоку» не облагается таможенными пошлинами (стоимость проекта Blue Stream — 3.2 млрд долларов; сумма полученных льгот уже превысила 6 млрд долларов).
Понятно, что при сравнении прибыльности поставок надо вычесть таможенные пошлины и затраты на международный транзит.
http://m-korchemkin.livejournal.com/87399.html

eia.gov: Caribbean

The islands of the Caribbean basin are predominantly net energy importers, with the exception of Trinidad and Tobago, which is a major exporter of liquefied natural gas (LNG). Venezuela provides a sizable amount of crude oil and refined products to its Caribbean neighbors at below-market prices and with favorable financing terms under the Petrocaribe initiative. Some islands are important centers for oil refining and storage, due to their proximity to the U.S. market.

Oil Production

Trinidad and Tobago contains the majority of the Caribbean’s oil production. Most of the oil production and exploration is focused offshore, but the government has been encouraging field development onshore as well. In 2011, the country produced 135,000 barrels per day (bbl/d) of oil, of which 92,000 bbl/d was crude oil including lease condensate and the remainder mostly consisted of natural gas liquids (NGLs). Oil production had been falling in the 1980s and 1990s, but was bolstered a decade later when BHP Billiton’s offshore Angostura oil and gas field came online in January 2005. Large oil producers include the state-owned Petroleum Company of Trinidad and Tobago (Petrotrin), BP Trinidad and Tobago and BHP Billiton.
For the past five years oil production has been steadily declining.

Oil consumption in the country is moderate, allowing the country to export a sizable amount of its production. EIA data shows that the United States has been the primary destination, with 76,000 bbl/d of crude oil and refined products exported to the United States in 2011.

Cuba produced about 55,000 bbl/d of oil in 2011, while consuming just over 170,000 bbl/d, making the island a net oil importer. Most of this comes from Venezuela via its Energy Agreement with Cuba, signed in October 2000. Cuba’s oil production has increased in the past two decades, from 13,000 bbl/d in 1988. Most of Cuba’s oil production occurs in the northern Matanzas province, producing a heavy, sour crude that requires specific processing. Much of this production occurs onshore, though there is some offshore production in shallow coastal waters. Cuba’s oil production seems to have largely stabilized in the near term, with any additional increases in production dependent upon the discovery of substantial new reserves (see below).

Offshore Exploration
There has been considerable interest in exploration activities in Cuba’s offshore basins, especially in the Gulf of Mexico. The U.S. Geological Survey (USGS) mean estimate for undiscovered oil reserves in the North Cuba Basin (the basin north and west of the island in the Gulf of Mexico) is 4.6 billion barrels. Cubapetroleo, or Cupet (Cuba’s state-owned petroleum company) estimates that all of Cuba’s offshore basins could contain in excess of 20 billion barrels of undiscovered oil reserves. However, actual exploratory drilling in the area has been, to date, quite limited. In 2011, companies operating in Cuba reported that they plan to drill five exploration wells in ultra-deep waters of the exclusive economic zone (EEZ) in the Gulf of Mexico. Early this year, Repsol began drilling an exploration well located on Block N26 in Cuba’s EEZ.

According to estimates from Bloomberg and Oil and Gas Journal (OGJ), the Caribbean region has a combined 1.6 million bbl/d of nominal nameplate refining capacity. Smaller refineries mostly produce petroleum products for local demand, whereas the larger facilities are geared towards exports to the United States and other markets. Recently, major refineries in the region have found it difficult to compete with new refineries in emerging markets and U.S. refineries powered by cheaper domestically produced natural gas. As a result, two of the largest refineries have shut down in 2012, reducing actual operating capacity by almost 40 percent to about 1 million bbl/d.

The Caribbean is also an important storage location, particularly for crude oil brought in from outside the region. The region has been traditionally viewed as an advantageous storage site since the islands rest between the Americas and sites are in close proximity to transport and refining centers.

Major Oil Storage Centers in the Caribbean

Exports to U.S.

Natural Gas

Trinidad and Tobago
In the early 1990s, the hydrocarbon sector in Trinidad and Tobago transitioned from being oil dominant to a predominantly natural gas-based sector. Natural gas production currently accounts for just over 85 percent of the country’s natural resource base. The construction of the country’s first LNG train in the 1990s and its completion in 1999 facilitated the increase in natural gas production.

Since the Train I LNG facility began to operate in 1999, natural gas production in Trinidad and Tobago has climbed dramatically. In 2010, the country produced 1.5 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas, over three times the level seen in 2000. Domestic consumption of natural gas has steadily increased as well, as domestic demand is supported by government subsidies. Consumption grew to 780 billion cubic feet (Bcf) in 2010, just over double the level at the start of the decade.

The country has benefited from substantial foreign investments, with BP Trinidad and Tobago (BPTT) accounting for almost 60 percent of the country’s natural gas production. British Gas is the second leading player in the industry, operating nearly a quarter of the natural gas production in the country. National companies participate in the sector as small shareholders in operations.

Despite the sector’s recent success, the lack of new discoveries coupled with rapid production has led to a sharp decline in proven reserves. In the span of only five years, proven natural gas reserves have declined sharply by over 50 percent, from 25.9 Tcf in 2006 to 14.4 Tcf in 2011, according to Oil & Gas Journal as of January 1, 2012. According to PFC Energy, the country may not be able to sustain current output levels through the end of the decade.

Liquefied Natural Gas

Trinidad and Tobago is the largest supplier of LNG to the United States, and the fifth largest exporter in the world after Qatar, Indonesia, Malaysia, and Australia, according to FACTS Global Energy 2010 figures. EIA data shows that Trinidad and Tobago exported 129 Bcf of natural gas to the United States in 2011, about 37 percent of total U.S. LNG net imports, but less than 1 percent of total U.S. natural gas supply. In the last five years, U.S. LNG imports from Trindad and Tobago have declined by almost one-third, which reflects the general decline in total U.S. LNG imports.

The Atlantic LNG Company, a consortium led by BP, BG, GDF Suez, and the former Repsol-YPF, operates four LNG trains at Point Fortin, on the south-western coast of Trinidad. The first LNG train was completed in March 1999, with subsequent trains completed in 2002, 2003, and 2006. The four trains have capacity to produce a combined 14.8 million metric tons (Mmt) of LNG per year (775 Bcf of re-gasified natural gas).
Trinidad and Tobago also has a substantial petrochemical industry to further monetize natural gas reserves.

http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=CR&trk=c
http://www.eia.gov/EMEU/cabs/Caribbean/pdf.pdf

«НОВАТЭК»: стратегия развития компании. Commercial Strategy


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

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

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


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

http://mazamascience.com/OilExport: Energy export databrowser

Мировой экспорт нефти и газа


http://mazamascience.com/OilExport/output_en/Exports_BP_2011_oil_mtoe_MZM_WORLD_MZM_NONE_auto_M.pdf


http://mazamascience.com/OilExport/output_en/Exports_BP_2011_gas_m3_MZM_WORLD_MZM_NONE_auto_M.pdf

http://mazamascience.com/OilExport

Сколько газа нужно Германии?

«Expert Online» / 26 июл 2011
Позволим себе утверждать, что в период до 2020–2022 годов потребление газа в Германии просто не может не вырасти, и объясним, по каким причинам.

Причина первая вполне естественно касается закрытия в Германии атомных станций. Немецкое правительство пытается делать вид, что планировало такую стратегию заранее, вот только закрыть АЭС предполагалось чуть позже — к 2025 году, а не до 2022-го. Возьмем данные по производству электроэнергии в Германии в 2010 году: объем производства электроэнергии на атомных станциях сегодня примерно равен объему электроэнергии, произведенной из 35 млрд кубометров газа. Значит, именно такой объем генерации сейчас выбывает. Какая разница, планировали вы это или не планировали, — этот объем вам все равно придется как-то компенсировать. Иными словами, Германии потребуется найти альтернативный объем энергии, равный потреблению 35 млрд кубов газа. И где же Берлин найдет этот объем? Допустим, на помощь придет уголь. Но сейчас в Европе еще громче стали голоса сторонников теории глобального потепления, поборников ограничения выбросов парниковых газов, поэтому уголь с точки зрения экологии как альтернатива не годится.

Можно попытаться заместить выбывающий объем ветряной энергетикой. Это вариант интересный. В Германии производство альтернативной энергетики без гидроэнергетики растет и так очень приличными темпами. В 2010 году производство возобновляемой энергетики выросло в Германии на 10%. В газовом эквиваленте современные мощности ветряков, солнечных батарей и прочих «зеленых» станций равны примерно 21 млрд кубометров газа. Это приличный объем!

Но возникает вопрос: способна ли Германия расти на 10% в год по возобновляемой энергетике? Думаю, что не способна, потому что альтернативная энергетика до сих пор остается дотационной, убыточной. Пока она не выдерживает конкуренции с ископаемым топливом. В ситуации, когда спасение Греции, а в перспективе и Испании, возложено на экономический локомотив Европейского союза — Германию, — способна ли она будет столь же большие деньги субсидировать на возобновляемую энергетику? Скорее всего, вопрос будет примерно так и звучать: ветряные станции или Греция? Если у вас ограниченные ресурсы, вы не сможете сделать несколько дел разом. А Грецию, видимо, придется спасать именно Германии, хочется этого Берлину или нет.

Конечно же, ветряная энергетика будет расти и впредь, но если вы не хотите атомную энергетику переводить на газ, значит, где-то вам надо найти альтернативу 35 млрд кубометрам газа. Ветряная энергетика сегодня производит альтернативу 21 млрд, но надо еще 35! Значит, за десять лет предстоит фактически в 2,5 раза увеличить производство энергии на ветряных станциях. Хорошо, когда вы растете с нуля, а когда вы уже достигли какой-то серьезной величины, дальше прирост будет не такой существенный — это что касаемо идеи Меркель о том, что Германия будет заниматься энергоэффективностью. В Германии уже фантастические успехи по энергоэффективности, и понятно, что дальше прирост будет крайне невысокий.

К тому же собственная добыча газа в Германии составила в 2010 году 10,6 млрд кубов, причем этот показатель постоянно падает (так, в 2000 году в Германии добывали 16,9 млрд кубов). Значит, даже при сохранении уровня потребления импорт будет расти — потому что добыча будет и дальше сокращаться.

В итоге при любом раскладе спрос на газ в Германии будет расти, других вариантов нет. Вопрос в том, на чей газ он будет расти.

Давайте посмотрим на структуру импорта в 2010 году. По данным ВР, из России, от своего ведущего поставщика, Германия получила чуть менее 35 млрд кубов, из Норвегии — чуть более 30. На третьем месте по поставкам газа в Германию находятся Нидерланды с объемом чуть менее 25 млрд кубов. Норвегия и Голландия — это очень интересный момент, потому что в Голландии будет с газом происходить то же самое, что в Великобритании. Кстати, Британия — четвертый поставщик по размерам поставок: чуть менее 3 млрд кубов. Так вот в Великобритании мы наблюдали, что из-за нехватки запасов добыча начала обваливаться очень резко. Вот то же самое будет в Нидерландах в ближайшие годы, и 25 млрд кубов поставок окажутся под вопросом. Не исключено, что в Норвегии, в стране, которая очень быстро наращивает производство газа, как раз к концу следующего десятилетия начнется падение производства. Поэтому даже сохранение нынешних почти 60 млрд кубов поставок (Норвегия + Нидерланды + Великобритания) окажется к 2020 году под большим вопросом.
(падение добычи в Норвегии весьма сомнительно — iv_g)

Ясно совершенно, что традиционные поставщики газа в Германию справляться с этим объемом уже не будут. Может быть, Ангеле Меркель по политическим причинам не хотелось говорить о росте кооперации с Россией, понятно, что она пытается определенным образом ориентироваться на США, что, в общем-то, вполне понятно. Но цифры говорят о том, что, хочешь ты этого или не хочешь, объективно и спрос на газ в Германии растет и расти будет, да и найти дополнительный нероссийский газ Берлину сегодня будет очень сложно.

Ситуация для Германии не такая уж и благополучная, и здесь обойтись ветряками, солнечными батареями и энергоэффективностью будет очень сложно.
http://expert.ru/2011/07/26/tak-skolko-gaza-nuzhno-germanii/