Архив меток: газ

Картины о геологии, добыче полезных ископаемых, природе. 1


Читать далее

Реклама

eia.gov: Турция и газ

Figure 1. Turkey’s major oil and natural gas transit pipelines

http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=TUR

— — — —
По данным BP Statistical Review of World Energy June 2015
Турция
Primary Energy: Consumption, Million tonnes oil equivalent
1995 — 59.2
2014 — 125.3
Россия
1995 — 664.0
2014 — 681.9

eia.gov: Цены на сырьевые товары в 2014 году


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=19431

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

Считалочки: Европа и российский газ

06 Июль 2014 Gas Infrastructure Europe http://iv-g.livejournal.com/1060338.html
04 Июнь 2014 Сайты с данными по энергетике Европы http://iv-g.livejournal.com/1045300.html
23 Январь 2014 Газовые новости Нидерландов http://iv-g.livejournal.com/993504.html (и европейские прогнозы)
— — — — — — — — — — —
30 авг, 2014
Platts сообщает, что до конца этого года может быть принято окончательное инвестиционное решение по газопроводу GALSI (Алжир-Сардиния-Италия). Мощность GALSI — 8 миллиардов кубометров в год. Стоимость — 3 млрд евро
http://m-korchemkin.livejournal.com/408199.html

29 авг, 2014
Постепенная оккупация Украины в любой форме — от «добровольной аннексии» регионов до создания протекторатов — повлечёт за собой прекращение транзита газа через украинскую территорию, а затем и постепенный отказ от российского газа во всей Европе.
http://m-korchemkin.livejournal.com/407696.html

28 августа 2014 г.
Как Европа избавляется от зависимости от российского газа

1638×1557

Несмотря на участившиеся заявления европейских политиков о необходимости сократить зависимость от российского газа, шансы добиться этого у Европы невелики, констатирует рейтинговое агентство Fitch в докладе «Как прожить без российского газа» (Living Without Russian Gas, есть у РБК). Потребление газа в Евросоюзе будет расти, а полноценной замены российскому топливу не предвидится.

«В долгосрочной перспективе Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу, поскольку альтернативных источников недостаточно, — говорится в отчете. — Традиционная добыча газа в Европе неуклонно снижается, а воспроизвести «сланцевую революцию» по модели США у европейцев не получится: трудноизвлекаемый газ в лучшем случае восполнит сокращение традиционной добычи».

Зависимость от российского газа можно было бы снизить за счет развития внутриевропейской сети газопроводов, что позволило бы осуществлять свободный переток газа между европейскими странами. По данным Fitch, существующие в Европе регазификационные терминалы позволяют получать до 200 млрд куб. м СПГ в год, но они в основном сосредоточены в Южной и Западной Европе.

Возможности перенаправить этот газ в страны Восточной и Центральной Европы, наиболее зависимые от российского газа, весьма ограниченны. Впрочем, реализация этой задачи требует гигантских инвестиций — до €200 млрд. Еврокомиссия определила 27 приоритетных проектов, критически важных для обеспечения энергобезопасности.

РБК представляет схему действующих и планируемых к строительству европейских газопроводов.
http://top.rbc.ru/economics/28/08/2014/945589.shtml

26 августа 2014 г.
Fitch не верит в шансы Европы преодолеть зависимость от российского газа

Несмотря на участившиеся заявления европейских политиков о необходимости сократить зависимость от российского газа, шансы добиться этого у Европы невелики, констатирует рейтинговое агентство Fitch в докладе «Как прожить без российского газа» (Living Without Russian Gas, есть у РБК). Потребление газа в Евросоюзе будет расти, а полноценной замены российскому топливу не предвидится, учитывая слабые перспективы добычи сланцевого газа, недостаток доступного для импорта сжиженного природного газа (СПГ) и отсутствие значимых трубопроводных проектов в Европе, не зависящих от России.

Спрос на газ будет расти

Европа теоретически могла бы уменьшить зависимость от российского газа, сократив потребление, но анализ Fitch показывает, что в долгосрочной перспективе спрос на газ в ЕС будет только расти — в среднем на 1,3% в год в течение следующих 15 лет. В 2013 году европейский спрос на газ составил 530 млрд кубометров, из которых Россия поставила 145 млрд — 27%.

Газ можно было бы заменить на нефть, уголь или атомную энергию, но все эти альтернативы сопряжены с «экономическими, политическими или экологическими издержками». Кроме того, Россия — значимый поставщик не только природного газа, но и нефти, угля и ядерного топлива. В прошлом году Россия покрыла 36% нужд европейских АЭС в обогащенном уране, а Болгария, Чехия, Словакия и Венгрия зависят от российских топливных сборок на 100%.

Проекты в области возобновляемых источников энергии, таких как ветер или солнечная энергия, очень дороги и без существенных правительственных субсидий не способны конкурировать с традиционными формами энергогенерации, отмечает Fitch.

Альтернативных источников газа нет

В долгосрочной перспективе Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу, поскольку альтернативных источников недостаточно, говорится в отчете. Традиционная добыча газа в Европе неуклонно снижается, а воспроизвести «сланцевую революцию» по модели США у европейцев не получится: трудноизвлекаемый газ в лучшем случае восполнит сокращение традиционной добычи.

Озабоченность технологией гидравлического разрыва пласта (ГРП), чреватой перерасходом водных ресурсов, выбросами метана в атмосферу, использованием химикатов, шумовым «загрязнением» и риском сейсмической активности в результате бурения, обусловила «общественную сдержанность или даже сопротивление» перспективам разработки сланцевого газа в Европе, пишет Fitch. Кроме того, значительная доля технически извлекаемых запасов такого газа может оказаться коммерчески непригодной, а до начала реальной добычи, учитывая опыт США и менее благоприятные геологические, социальные и регуляторные условия в ЕС, пройдет в лучшем случае 10 лет.

Ограничены и трубопроводные альтернативы российскому газу: по оценке Fitch, единственным жизнеспособным проектом в этом контексте является Трансанатолийский газопровод (TANAP), по которому на первом этапе планируется доставлять газ из Азербайджана через Грузию и Турцию. Но списывать со счетов его российского геополитического конкурента — проект «Южный поток» — пока рано, уверено Fitch. Хотя Еврокомиссия официально приостановила переговоры по «Южному потоку», отдельные европейские страны и компании, особенно в Южной Европе, не готовы отказываться от идеи российских поставок.

Хотя в Европе возлагают большие надежды на импорт СПГ, рост глобальных мощностей по сжижению газа, по мнению Fitch, будет недостаточным для того, чтобы составить конкуренцию российскому газу в Европе. В любом случае, если Россия и Газпром почувствуют угрозу, они отреагируют снижением цен на поставляемый газ, считают эксперты агентства. «Если Европа найдет надежную и более дешевую альтернативу российскому газу, Россия и Газпром сядут за стол переговоров с предложениями снизить цены», — предполагает Fitch, оговариваясь, что это «не центральный сценарий».

МЭА солидарно

Схожего мнения на будущее европейской газовой безопасности придерживается и базирующееся в Париже Международное энергетическое агентство (МЭА). «В краткосрочной перспективе у Европы есть очень мало средств для диверсификации поставок газа. В обозримом времени Россия будет жизненно нужна европейцам», — заявила в понедельник директор МЭА Мария ван дер Хувен на полях энергетической конференции в Норвегии. Быстрая смена поставщика энергоносителей маловероятна по нескольким причинам.

Во-первых, потребление газа в Европе стабильно растет, и речь должна идти скорее о росте числа поставщиков, чем о замещении одного другим. При росте потребления объем местной добычи, напротив, падает. Поэтому, по данным прошлогоднего доклада МЭА, к 2035 году ежегодный показатель импорта природного газа для Евросоюза вырастет на треть и составит 450 млрд кубометров. «Диверсификация занимает время, ее не проведешь в одночасье, — подчеркнула глава агентства. — Надо инвестировать в инфраструктуру и в свои отношения с потенциальными поставщиками».

Тот же документ МЭА прогнозирует, что к 2035 году общий экспорт газа из США в форме СПГ составит 50 млрд кубометров. Американские поставки, таким образом, не смогут полностью «закрыть собой» ту часть европейского рынка, которая сейчас зависит от России. «Миллиарды кубометров СПГ не имеют большой значимости, поскольку в европейских странах добыча падает на схожие величины», — указала ван дер Хувен. Она также отметила, что сейчас центр потребления газа смещается в Азию, и Брюсселю не стоит рассчитывать на весь объем американского экспорта.
http://top.rbc.ru/economics/26/08/2014/945225.shtml

Living without Russian gas
A man chops firewood in the suburbs of Sofia. Bulgaria, which is 100 per cent dependent on Russian gas, instructed industrial gas users to switch to alternative fuels and urged households to use other forms of heating.

A nun and a visitor warm themselves by a wood-burning stove in a monastery near the Bulgarian capital Sofia.

Jordanka Dimitrichkova, an 86 year old Bulgarian who lives alone a in a suburb of Sofia, tries to stay warm near a wood-burning stove

Workers cut wood to burn in Sarajevo’s suburbs. Demand for alternative ways of heating has soared after delivery of Russian gas to Bosnia was halted. Bosnia-Herzegovina, which is almost totally dependent on Russian gas, had no reserves even for household heating.

March 26th, 2014

Russia has long enjoyed its influential position as chief supplier of gas and oil to Europe. Approximately half of the European Union’s oil and gas imports, worth $275 billion, comes from Russia — and most of it flows through Ukraine — hence Russia’s keen interest in the region.

It’s enough to make Russia want to annex Ukraine’s province of Crimea, completely ignoring threats of embargos and sanctions by Western governments. Russia’s thinking seems to have been, “What are they going to do about it?”

Well, this is what they are going to do about it…

“Efforts to reduce Europe’s high gas energy dependency rates should be intensified, especially for the most dependent member states,” reads a statement submitted for adoption at an EU summit last week. “The European Council calls on the Commission to conduct an in-depth study of EU energy security and to present by June 2014 a comprehensive plan for the reduction of EU energy dependence.”

The EU’s 28 member states have mandated that the European Commission come up with a plan within three months to outline ways in which Europe can satisfy its energy needs without continued reliance on Russia.

On both sides of the Atlantic, we now have two enormous pushes toward energy self-sufficiency for both economic and political reasons. In America, the desire to reduce dependence on Middle Eastern oil has encouraged the development of vast new sources of energy — from Canadian oil sands to American shale. Now Europe, too, will be embarking on its own quest for energy independence.

The main difference, of course, is that Europe isn’t as well endowed with oil sands and shale deposits as North America. So it will have to turn to Mother Nature: the sun, the wind, and the atom.

Europe’s Energy Needs

The scope of Europe’s push to achieve energy self-sufficiency will be truly enormous. According to the CIA World Factbook, the 28-nation EU block has some 5.568 billion barrels of proved crude oil reserves.

At the current rate of production of 1.866 million barrels per day, the block would run out of oil in eight years and two months. It has thus become the world’s top importer of petroleum products at some 8.613 million barrels per day.

The EU block also has some 1.955 trillion cubic meters of proved natural gas reserves. At the current annual rate of production of 164.6 billion m3, the block would run out of gas in 11 years and 11 months. It has thus become the world’s top importer of natural gas at some 420.6 billion m3 per year.

Not only is developing an alternative energy sector necessary to avoid being pinned against the wall by Russia and other energy exporters, but Europe also needs to speed up the sector’s development before it runs out of its own supplies. And at current production rates, it has just 10 years in which to do it.

Structural and Regulatory Changes Required

The 25-year plan the EU is calling for would therefore require increasing imports from non-Russian sources over the immediate term in several possible ways.

For one, the EU is considering increasing oil and gas imports from the United States. Although the U.S. has recently begun granting licenses for exporting liquefied natural gas, any supplies destined for Europe will be limited given the higher prices paid for natural gas in Asia. The EU would have to incentivize American exporters with generous subsidies to draw their supplies over to Europe.

New pipelines are also being considered. The EU has already committed itself to the development of a new pipeline in the Adriatic Sea for importing gas originating in Azerbaijan, while Britain has called for an examination into ways of shipping Iraqi gas into Europe.

Britain has also been attempting to partner with France in the building of a new nuclear power plant but has run into opposition from the European Commission on anti-competition laws.

Before any real progress can be made in securing the EU’s energy self-sufficiency, antiquated laws and regulations will need to be reformed. Britain is urging the EU to scale back regulations that impede the development of shale deposits and to form a unified energy market with the aim of helping member states explore and develop their own energy supplies.

Germany Takes the Lead

Germany, for its part, is also looking into ways of reducing its reliance on Russian gas.

While only 11% of Germany’s energy needs are met by natural gas, some 35% of that gas is supplied by Russia. That Germany has almost no natural gas production of its own makes it highly susceptible to gas shortages imposed by Russia in retaliation for sanctions.

Of course, Germany does have shale deposits that, if fully developed, could supply almost the entire 35% of its natural gas needs that it currently imports from Russia. But the government last year rejected a bill that would have opened the door to the shale fracking process.

Germany has a different plan, one that would steer the nation away from fossil fuels altogether.

“The energy transformation in Germany will be carried out by two main sources — those are wind and solar,” deputy energy minister Rainer Baake announced last week.

By 2025, the nation hopes to supply some 40 to 45% of its energy needs through renewable sources, including wind farms and solar arrays.

Since Germany’s Renewable Energies Act was adopted in 2000, the country has “learned… to produce electricity with wind power and large solar facilities at the same price as if we were to build new coal or gas power stations,” Baake proudly informed.

Unfortunately for the German populace, much of the cost savings to the federal government has passed higher energy prices on to consumers, who are currently paying among the highest electricity prices in the world.

What is more, international energy analysts have criticized Germany’s Energy Transition — known as Energiewende — as unworkable, stressing that Germany simply cannot satisfy its energy needs on renewable sources alone.

Germany Defends its Energiewende Program

In response, The Heinrich Böll Foundation has devoted its energytransition.de web portal “to explain what the German Energy Transition is, how it works, and what challenges lay ahead,” as the site informs.

“A lot of the international reporting about the German Energy Transition, or Energiewende, has been misleading. [This website] is intended to provide facts and explain the politics and policies to an international audience.” Such as:

Germany currently supplies 25% of its total energy needs through renewable sources. On optimum days, solar arrays and wind farms generate up to 50% of the nation’s electricity consumption.

69% of Germans support Energiewende and consider it advantageous, while only 22% consider it disadvantageous.

The German renewable energy industry employs 380,000 workers, more than twice the 155,000 workers in the conventional energy sector.

Wind and solar stations have driven down energy prices by 10% of 2012 levels and by 32% of 2010 prices. Industries are also granted regulatory exemptions to offset the higher costs of German electricity.

Germany has reduced its overall greenhouse gas emissions, beating its Kyoto target to reduce emissions by 21% of 1990 levels by the end of 2012 and achieving a reduction of 25.5% instead.

Add-on benefits of Germany’s Energiewende include the development of a lucrative renewable energy technology and equipment industry offering the most efficient wind and solar energy system components in the world. Germany has the world’s largest domestic solar PV market and, with the help of Chinese mass-scale production, has driven down systems costs by 66% from 2006 to 2012.
http://www.energyandcapital.com/articles/living-without-russian-gas/4305

— — — — — — — — — — —

i/ Надо признать, что перспективы экспорта американского (и канадского) газа в Европу становятся все более реальными. Если до начала украинских событий вероятность по самым-самым благоприятным оценкам была 25%, то сейчас уже самые обычные оценки дают 49-51%

ii/ Решение об импорте американского (и канадского) газа в Европу — решение политическое и до украинских событий обоснований для такого сильного политического решения было мало, а теперь они появились в достаточном количестве

iii/ Потребление газа (Billion cubic metres в год) в Европе

по данным BP Statistical Review of World Energy June 2014
Как Европа взяты страны из Total Europe & Eurasia: Austria, Belgium, Bulgaria, Czech Republic, Denmark, Finland, France, Germany, Greece, Hungary, Republic of Ireland, Italy, Lithuania, Netherlands, Norway, Poland, Portugal, Romania, Slovakia, Spain, Sweden, Switzerland, United Kingdom

iv/ Ожидать роста потребления газа в Европе маловероятно:
— с 2005 г. идет тенденция к понижению добычи.
— прогнозы роста берут за образец период аномального роста 1995-2005 гг.
— тенденция европейского роста потребления газа 1985-1994 гг. показывает возможности снижения потребления еще на 70-80 bcm

v/ Потребление угля (mtoe в год) в Европе

по данным BP Statistical Review of World Energy June 2014
После распада СССР Европа снизила потребление угля на 100 mtoe

По данным Approximate conversion factors из BP Statistical Review of World Energy June 2014
1 mtoe = 1.11 billion cubic metres NG, т.е
100 mtoe угля = 111 billion cubic metres NG

vi/ Primary Energy: Consumption, Западная и Центральная Европа

по данным BP Statistical Review of World Energy June 2014
В 2013 г. Primary Energy Consumption было на 48.2 mtoe больше, чем в 1991 г.
Т.е. еще один резерв снижения потребления 48.2 mtoe = 53.48 billion cubic metres NG

v/ Всего резервов снижения потребления газа в Европе 111+53.48=164.48 billion cubic metres NG.

vi/По данным годового отчета Газпрома за 2013 год http://www.gazprom.ru/investors/reports/2013/
http://www.gazprom.ru/f/posts/52/479048/gazprom-annual-report-2013-ru.pdf
Продажи в дальнее зарубежье (стр. 64-65) 161.5-26.7(Турция)= 134.8 bcm
Продажи в страны б.СССР 0.7 (Эстония)+1.1 Латвия+2.7 Литва = 4.5 bcm
Всего 134.8+4.5=139.3

vii/ Таким образом, только за счет оптимизации потребления Европа может отказаться от экспорта Газпрома.

Ограничения модели:
— Экспорт других российских производителей газа не учитываю
— Снижение добычи газа в Европе не учитываю

Европе нужны новые инвестиционные идеи для роста, и одна из них вполне может состоять в отказе от российского газа. Пример Болгарии (см. фото), показывает, что нет ничего невозможного.
Для Европы также будет хорошим стимулом то, что цена на уголь (за BTU) меньше, чем за газ 🙂

В политической воле Вашингтона не сомневаюсь, а вот в наличии таковой у Берлина-Брюсселя сомневаюсь.
Как таковой Берлин стал играть какую-то особую роль в Европе только последние 20 лет.

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

Динамика импорта Китая из Центральной Азии: нефть, газ уран


http://smart-lab.ru/blog/198098.php

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

Social Science Research Network (SSRN) eLibrary

http://www.ssrn.com/en/

Крымский ТелеграфЪ: Энергетика Крыма

Материал опубликован в газете «Крымский ТелеграфЪ» № 216 от 25 января 2013 года

Сколько Крыму нужно ресурсов и каков его энергетический потенциал?

«Газовая» тема в последние годы для Украины особо актуальна: люди с беспокойством следят за новостями о переговорах с Россией и за колебаниями цены на голубое топливо, обеспечивающее всех нас теплом. С тревогой мы наблюдаем и за растущими ценами на бензин и электроэнергию. Действительно ли на ситуацию с топливом в Украине и, в частности, в Крыму настолько влияют внешние факторы, или мы можем сами обеспечить себя необходимой энергией? Еженедельник «Крымский ТелеграфЪ» выяснил, какую пользу можно извлечь из природных богатств Крыма и что мешает автономии быть автономной.

ГАЗ
Больше половины голубого топлива, которое потребляют на полуострове, поступает в трубу из газовых месторождений. Остальное приходит из Украины. Однако объемы потребления и добычи постоянно смещаются из-за того, что газифицируются населенные пункты и Крым с каждым годом потребляет все больше газа.

Михаил Чудов, руководитель управления нефтегазового комплекса, топливных ресурсов и газификации Рескомтопэнерго Крыма:

«Допустим, правительство выделило автономии необходимую сумму и мы взяли все газифицировали. Тогда нам понадобится газа на порядок больше, чем мы потребляем сейчас, то есть почти четыре миллиарда. Тогда уровень собственного обеспечения газом снизится, а это грозит тем, что устойчивость газоснабжения на полуострове ухудшится».

В 2012 году, по данным ГАО «Черноморнефтегаз», добыча природного газа на шельфе Черного и Азовского морей обеспечила потребности Крыма в голубом топливе на 65 процентов. Добиться 100-процентного уровня в Черноморнефтегазе планируют в следующем, 2014 году, когда добыча природного газа на шельфе Черного и Азовского морей увеличится до 2,42 млрд кубометров. При этом потребление в Крыму, как ожидается, не превысит 2 млрд кубометров.

«Крым будет полностью обеспечен даже в том случае, если будет продолжаться газификация», — заверили нас в Черноморнефтегазе. — Сегодня Крым газифицирован, по данным Совета министров АРК, на 75%. Газификации требуют в основном сельские населенные пункты. В 2012 году население потребило около 600 миллионов кубометров. То есть 100-процентная газификация — это 25-процентный рост потребления населением. Получаются дополнительные 150–250 миллионов кубометров (учитывается и возможный небольшой рост по теплоэнергетике и промышленности). В итоге — до 2 миллиардов 250 миллионов».

Увеличить добычу до трех миллиардов Черноморнефтегаз планирует уже к 2015-му. Шельф Черного моря — это бездонный кладезь полезных ископаемых. При условии серьезной поддержки государством нефтегазодобывающей отрасли его можно освоить. Перспективные запасы природного газа оцениваются в 1,5–3,2 трлн тонн условного топлива. На сегодняшний день освоено всего четыре процента этих запасов.

Чтобы ускорить добычу полезных ископаемых и свести зависимость от российского газа на нет, Украина поддерживает отечественного добытчика и расширяет сотрудничество с зарубежными нефтегазовыми компаниями. Уже достигнуты договоренности, что украинскую часть шельфа Черного моря начнут в ближайшее время разрабатывать такие мировые гиганты как ExxonMobil, Shell и Petrom, с учетом того, что часть прибыли они будут отдавать Украине.

Согласно проекту обновленной энергетической стратегии Украины, который опубликован на сайте Министерства энергетики и угольной промышленности, объемы добычи газа на шельфе к 2030 году увеличатся до 9 млрд кубометров в год. Поскольку Крыму будет достаточно четырех миллиардов после полной газификации, получается, что больше половины голубого топлива можно будет подавать в газотранспортную систему Украины или реализовывать за границу. Кстати, на данный момент потребность Украины в газе составляет около 50 млрд кубов, из которых собственная добыча составляет 20 млрд.

Григорий Груба, секретарь комитета Верховной Рады Украины по вопросам топливно-энергетического комплекса, ядерной политики и ядерной безопасности:
«Сегодня энергобезопасность Крыма зависит от того, что мы сидим только на четырех высоковольтных линиях электропередач с материка, которые имеют ограниченную пропускную способность. Нужно развивать генерирующие мощности и строить дополнительные линии. Ведь электроэнергии нужно будет все больше и больше. Поэтому развитие альтернативной энергии, я считаю, — самое правильное на полуострове, это экологически чистая энергия. Уже постро­ены солнечные электростанции на 230 мегаватт, в этом году планируется такую же мощность построить еще в Николаевке, Владиславовке и на Островской. Это я назвал только те, которые реально в этом году будут начаты и, может, даже закончены. Но проблема альтернативных источников энергии в том, что они зависят от прихотей ветра и солнца, и мощность может быть большой, а может быть маленькой. Чем-то надо замещать. Так вот замещать это можно или с тех же линий с материка, или со строящейся на китайские инвестиции парогазовой установки в Щелкино. Если будет построена парогазовая установка на 800 мегаватт, тогда можно будет реально говорить об энергонезависимости».

НЕФТЬ
Крымские объемы добычи нефти невелики: за 2012 год накачали всего 8,9 тысячи тонн черного золота. В целом же Украина ежегодно добывает около двух миллионов тонн, обеспечивая свои потребности на 12–15%. Пока, правда, в Крыму эксплуатируется только одно нефтяное месторождение — Семеновское. Однако в ближайшие годы планируется начать обустройство еще одного — Субботина, промышленные запасы которого составляют шесть миллионов тонн. Есть мнение, что добывать нефть в Черном море из-за легковозгораемого сероводорода — все равно что разжигать огонь под пороховой бочкой. Поэтому, мол, в советские времена не спешили это делать, хотя, например, о неф­тяных месторождениях Кубано-Черноморской нефтеносной области и Керченского полуострова упоминалось еще в 1939 году в отчете профессора Федорова.
Но в Черноморнефтегазе заверяют, что современные технологии добычи вполне безопасны. Добывает же Румыния нефть в своем секторе уже более 20 лет, и пока ничего не произошло. Однако, поскольку на разработку нефтяного шельфа нужны колоссальные средства и годы работы, похоже, стоимость бензина в Украине еще долго будет зависеть от котировки нефти на мировых рынках.

ЭЛЕКТРИЧЕСТВО
На сегодняшний день производство электроэнергии в Крыму напрямую зависит от добычи газа, ведь теплоэлектростанции вырабатывают электричество за счет голубого топлива. Например, для стабильной работы Симферопольской теплоэлектроцентрали необходимо 800 тысяч кубометров газа в сутки. Получается, что за весь отопительный сезон она потребляет около 150 млн кубов. А кроме нее в Крыму работает еще три ТЭЦ. Зато и электроэнергии такие станции производят гораздо больше, чем ветровые или солнечные. А заодно отработанная часть пара идет в сеть на теплоснабжение жилых домов и предприятий.

Поскольку потребность Крыма в электроэнергии составляет 1200 мегаватт, а все теп­лоэлектростанции в совокупности производят чуть более 300 мегаватт, приходится забирать электроэнергию с украинских атомных станций, главным образом — с Запорожской АЭС. Поскольку АЭС в Щелкино так и не запустили, сейчас Крым обеспечивает себя электричеством на 8–10%. Правда, это без учета альтернативных источников энергии. За последний год в Крыму появилось несколько мощных солнечных электростанций, в том числе крупнейшая в мире — «Перово», которые наряду с ветровыми установками способны довести самообеспечение в электроэнергии до 30–40%. А полностью покрыть дефицит сможет парогазовая станция, которую планируют построить в Щелкино, мощностью до 800 мегаватт. Она, кстати, по оценкам разработчиков, будет потреблять около 700 млн кубов газа в год.


http://www.zerohedge.com/news/2014-05-20/putins-crimea-bonus-vast-oil-and-gas-fields
http://www.nytimes.com/2014/05/18/world/europe/in-taking-crimea-putin-gains-a-sea-of-fuel-reserves.html

15 мая 2014
Крым собирается добывать газ на шельфе у Одесской области
«Черноморнефтегаз» планирует пробурить четыре скважины в этом году.

Симферопольская компания «Черноморнефтегаз» собирается продолжить разработку Одесского месторождения газа, хотя оно территориально ближе к Одесской области и острову Змеиный, чем к Крыму.

Об этом заявил назначенный самопровозглашенными крымскими властями гендиректор «Черноморнефтегаза» Андрей Ильин, пишет «Крыминформ».

«На Одесском месторождении мы начали бурение двух скважин и планируем еще две закончить в 2014 году. Мы продолжаем там работать», — сказал он.

Причерноморско-Крымская нефтегазоносная область

Российская торговля сырьевыми товарами

22.04.2014

http://www.businessinsider.com/chart-of-the-day-russia-commodities-2014-4

oats — овес
rye — рожь
barley — ячмень

— — — —
25.04.2014
http://www.zerohedge.com/news/2014-04-25/pboc-pressures-usd-hegemony-starts-yuan-denominated-gold-oil-trading

26.04.2014
Центральный банк Китая планирует создать рынок контрактов на нефть и золото за юань, а также глобальную платёжную систему в юане. Такая система уже существует, достаточно лишь расширить её пространство.

ZH: «PBOC plans to start yuan-denominated gold and oil futures to help establish a global payment system for the Chinese currency — Guo Jianwei, deputy director of the second monetary policy department of the People’s Bank of China, is cited by Shanghai Securities News as saying — …expand the range of RMB payments to promote the yuan-denominated policies, thereby establishing renminbi as a global payment system…»

Возникает риторический вопрос: если внезапно «прибудет» нефти и золота, торгуемых за юань, то какой нефти и золота «убудет»?
http://ardelfi.livejournal.com/44811.html

Журнал engineering_ru: газ, полезные ископаемые, электричество, энергетика

http://engineering-ru.livejournal.com/tag/

газ
полезные ископаемые
электричество
энергетика

oilru.com: Газовая правда Азербайджана оказалась “горькая”

12.12.13, Москва, 11:43 Заместитель министра финансов Азербайджана Азер Байрамов, отвечая на вопросы журналистов во время прошедшего в Баку Форума национальных страховщиков выступил с сенсационным заявлением: “Через 4 года мы не получим ни копейки прибыли от продажи газа с Шах-дениз”.
По его словам, Азербайджан должен распрощаться с перспективами больших газовых прибылей, и в ближайшие 4 года Азербайджану ничего не светит в рамках проекта “Шах-дениз”.

А.Байрамов сказал, что это связано с крупномасштабными инвестициями, которые требуются от участников Консорциума в период начала “Стадии-2” разработки месторождения “Шах-дениз”.
Для начала работы по добыче газа участники консорциума должны вложить около 40 миллиардов долларов (включая расходы на инфраструктуру – Caspian Barrel). В связи с этим, по словам А.Байрамова в следующем году будет пересмотрена часть контракта, связанная с распределением прибыли.

Если в 2013 году была получена прибыль от “Шах-дениза” (по итогам 9 месяцев 2013 года $289,8 млн., а с 2007 до 1 октября 2013 года прибыль Азербайджана составила всего $1,497 млн. – расчеты Центра нефтяных исследований Caspian Barrel, для сравнения: Азербайджан только в первым году добычи “большой нефти” на АЧГ в 2006 году при распределении прибыли 30% государству, 70% — компаниям, получила чистую прибыль более $1,2 млрд.) , то в следующем году никакой прибыли не будет. Таким образом, Азербайджан не получит экономических преференций от газового контракта вплоть до 2017-2018 гг.”, — заявил А.Байрамов.

И это еще не все

Как гром среди ясного неба прозвучало еще одно заявление. Замминистра финансов еще больше поразил своим новым откровением о том, что даже после начала эксплуатации газовых месторождений Азербайджан не сможет получить большой прибыли. Даже при достижении пика добычи газа прибыль Азербайджана не составит и части прибыли, полученной от большой нефти.
Напомним, что 19 сентября текущего года президент SOCAR Ровнаг Абдуллаев заявил, что по его подсчетам общие доходы в рамках “Шахдениз-2”, в частности государства, SOCAR и иностранных компаний составит свыше $200 млрд. Выражая свое отношение к громкому заявлению Р.Абдуллаева, замминистра финансов назвал этот прогноз чрезмерно оптимистичным.
Остается добавить, что за последние 2 года прибыль Азербайджана от экспорта нефти стала заметно сокращаться (пик нефтедоходов было в 2011 году, с тех пор они снизились более, чем на 20% — Caspian Barrel). Именно с целью формирования бюджета правительство вынуждено перманентно повышать цены на энергоносители, передает http://caspianbarrel.org со ссылкой на портал haqqin.az.

http://www.oilru.com/news/390190/

— — — —
Благотворительность ГНКАР — помпезные планы зачастую оборачиваются непомпезными делами
Азербайджан: обзор страны

eia.gov: Каспийский регион
Азербайджан и нефть: Публикации на сайте edf.az
Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP

McKinsey: Отставить траур, «супер-цикл» роста цен на сырье не закончился

Разговоры о закате «супер-цикла» роста цен на сырье преждевременны, уверены в McKinsey Global Institute.

http://www.mckinsey.com/insights/energy_resources_materials/resource_revolution_tracking_global_commodity_markets
http://www.mckinsey.com/~/media/McKinsey/dotcom/Insights/Energy%20Resources%20Materials/Resource%20revolution%20Tracking%20global%20commodity%20markets/MGI%20Resources%20survey_Full%20report_Sep%202013.ashx

В будущем цены на основные виды сырья будут расти из-за сокращения предложения: легкодоступных месторождений нефти и металлов становится все меньше.Урожайность сельского хозяйства тоже падает, а это значит, что еда будет становиться все менее доступной.

Супер-цикл еще не закончен

— На протяжение практически всего XX века ресурсы постепенно дешевели, что поддерживало рост мировой экономики. Это сопровождалось ростом спроса на энергоресурсы, металлы, продукты питания и воду, но к росту цен не приводило. В этот период серьезно росло предложение ресурсов и производительность экономик.
— На протяжение XX века Commodity Index McKinsey Global Institute, в который входят цены на энергоносители, металлы и продукты питания, упал практически в два раза в реальном выражении.
— Но в 2000-е годы все изменилось: рост предложения не успевал за ростом спроса со стороны Китая и других азиатских стран. В среднем цены на ресурсы удвоились за этот период.
-Рост экономик развивающихся стран, прежде всего, Китая был беспрецедентным. Ресурсы им нужны были на строительство инфраструктуры, поддержание роста городского населения, домохозяйства предъявляли все больший спроса на продукты питания, а потребительские привычки населения становились все более разнообразными.

— Выросла волатильность цен на ресурсы: с начала века она была в три раза выше, чем в 1990-е годы. После 2008 года волатильность несколько ослабла, но все равно остается крайне высокой.
— На волатильность повлияли временные факторы, например, наводнения, засухи, различные военные конфликты. Однако стало ясно, что рост волатильности имеет структурные причины: спрос сейчас настолько высок, что предложение уже не может гибко и быстро ответить на его увеличение.
— Эти структурные проблемы никуда не денутся, ведь предельные издержки на добычу ресурсов также серьезно выросли. За исключением природного газа и возобновляемых источников энергии, добывать сырье стало сложнее и дороже. Например, издержки на содержание месторождения нефти в последние 10 лет удвоились.
— Из-за урбанизации к 2030 году города захватят 30 млн га сельскохозяйственной земли хорошего качества – это порядка 2% земли, которая сейчас обрабатывается. Более 80% пахотных земель сейчас находятся в зоне риске из-за политических и инфраструктурных причин.
— В этот же период цены на сырье стали коррелировать друг с другом – такого в мировой истории еще не было. Особенно это видно на примере сельского хозяйства: цены на продукты зависят от цен на энергоресурсы, так как топливо нужно для техники и различного оборудования. От стоимости энергии зависит 15-30% стоимости урожая и 25-40% стоимости стали.

— Часто ресурсы теперь заменяют друг друга. Хороший пример – это нефть и другие возобновляемые источники энергии, для замены которых используют биотопливо.
— С 2011 года цены на сырье немного просели, но говорить об окончании «супер-цикла» преждевременно. Цены все равно остаются крайне высокими, а после кризиса они росли куда быстрее глобального ВВП.

На рынке нефти установилась нижняя граница цен

— До 1970-х годов ситуация на рынке энергоресурсы была стабильной: цены на уголь, газ и нефть не росли, ведь спрос и предложение соответствовали друг другу. Тогда появлялись новые дешевые источники предложения, повышалась эффективность нефтепереработки, а добывающие компании мало влияли на рынок.
— Затем случился нефтяной шок 1970-х годов. Впоследствии цены все равно начали снижаться: ОПЕК не могла в достаточной мере влиять на рынки, открывались новые месторождения, а в развитых странах снижалось потребление нефти.
— Но с начала 2000-х годов номинальные цены на энергоресурсы выросли на 260% (рост ежегодно на 10,2%).
— Самый большой рост показали цены на уран, выросшие на 350% в номинальном измерении.
— Цены на нефть и уголь выросли соответственно на 293% и 282% по сравнению с уровнем 2000-х годов.
— За ростом цен стоял рост спроса, сокращение свободных мощностей в странах ОПЕК и рост стоимости добычи нефти в странах, не входящих в картель. С 2000 по 2010 годы расходы на открытие и разработку нового месторождения нефти почти удвоились. Проекты становились все более сложными и дорогостоящими.
— В результате цены на нефть выросли до $140 за барр в 2008 году. При этом американская нефть благодаря сланцевой революции продавалась с существенной скидкой.

— Меньше всего за последнее десятилетие выросли цены на газ. В США они вообще существенно снизились по сравнению с уровнем 2008 года: все больше потребностей в энергии США покрывают с помощью газа, добытого из нестандартных источников.
— Цены на газ существенно выросли лишь в Японии, где из-за катастрофы на АЭС «Фукусима» закрыты все ядерные электростанции.

— Спрос на энергоносители в мире продолжит расти. Лишь спрос Китая на энергию будет расти примерно на 2% в год вплоть до 2030 года. Он обеспечит порядка 40% спроса на энергию в мире. В McKinsey предполагают, что ВВП Китая будет расти на 6,8% в год.
— Спрос на энергию растет до тех пор, пока доходы на душу населения не достигнут $15-20 тысяч по ППС. Затем экономика изменяется: развивается сектор услуг, который требует меньших затрат энергии.

— Сейчас уровень использования энергии в Китае можно сравнить с показателями Сингапура и Южной Кореи в 1980-е годы. К 2030 году интенсивность использования энергоресурсов в Китае достигнет уровня этих стран 1990-х годов.
— Цены на нефть вряд ли могут упасть еще ниже — издержки на ее добычу становятся все больше. Все чаще приходится разрабатывать нетрадиционные источники топлива или традиционные, но труднодоступные.
— За последние 10 лет предельные издержки на добычу нефти выросли на 250% — с $30 за барр в 2002 году до $104,5 за барр в 2012 году.
— Ситуацию может изменить сланцевая революция в США, которая привела к падению цен в стране на нефть и газ. Также ситуацию может исправить повышение эффективности производства, которое снизит спрос на нефть. Изменить рынок энергетики может также быстрое изменение технологий.

Металлы: азиатские экономики определят будущее рынка

— На протяжении XX века цены на металлы падали благодаря улучшению технологий, открытию новых месторождений и изменению спроса.
— С начала 2000 годов номинальные цены на металлы выросли на 176%. Средний рост в год составил 8%.
— Самые большой рост показали цены на золото: инвесторы активно вкладывались в металл, уверенные в том, что он защитит их от рисков. При этом издержки на добычу золота росли на 15% в год, а новые месторождения не появлялись.
— Цены на медь и сталь выросли соответственно на 344% и 167% во многом благодаря спросу со стороны Китая. Китай потребил больше стали в последние 10 лет, чем за все 60 лет до этого.
— Цены на алюминий выросли всего на 27% — это меньше, чем на все другие виды сырья. Предложение на рынке достаточно стабильно благодаря быстрому росту добычи в Китае и достаточным резервам. Сейчас в мире накоплено 10 млн т алюминия – этого достаточно, чтобы сделать 750 млрд банок для напитков.

— К росту цен на металлы привел рост спроса со стороны развивающихся стран, а также серьезный рост издержек на производство.
— В будущем издержки будут расти: новые месторождения находятся далеко и разрабатывать их сложно, а качество уже разработанных месторождений снижается. Новые месторождения обычно находятся в странах с высокими политическими рисками, а это затрудняет общение между компаниями и правительствами.
— Проекты становятся настолько крупными, что на их реализацию нужно все больше капитала. Часто новые проекты становятся недоступны для небольших компаний.
— Развивающиеся страны продолжат скупать металлы: спрос к 2030 году вырастет на 75% лишь на сталь. Во многом это произойдет благодаря урбанизации Индии и Китая.
— Несколько снизить спрос на металлы помогут технологии их переработки и повышения эффективности их использования.

Сельское хозяйство

— В XX века также подали цены на сельскохозяйственную продукцию. В реальном выражении цены в год снижались на 0,7%. При этом с 1961 по 2000 годы спрос на сырье рос на 2,2% в год.
— С 1961 по 1970-е годы урожайность росла на 3% в год, но затем рост замедлился в 1990-х годов до 1,1%. Рост урожайности злаковых замедлился до 0,4%.
— Снижение урожайности связано с ухудшением состояния пахотных земель, снижением инвестиций в исследования новых способов повышения урожайности, а также из-за различных ограничений на распространение новых технологий между странами.
— На этом фоне растет спрос на продукты питания, а также увеличивается количество шоков – засух, наводнений, различных перепадов температур. Это привело к тому, что с начала века номинальные цены на продукты выросли на 120%.
— Примером шока на рынке сельскохозяйственной продукции может стать лето 2012 года. Тогда цены на соевые бобы, кукурузу и пшеницу выросли из-за засухи и наводнений, поразившей США, Россию, Европу и Латинскую Америку.
— Цены на непродовольственные продукты сельского хозяйства с начала века выросли на 30-70%. Самый большой рост показали цены на каучук, который подорожал на 350%.
— В будущем рост спроса на продукты питания обеспечат страны Азии и Африки. Это связано с тем, что они будут потреблять больше калорий, да и население этих стран продолжает расти. Меняются и их потребительские привычки: эти страны начинают потреблять все больше мяса.
— Это потребует увеличения площадей пахотных земель. Сейчас в Китае потребляется порядка 75 кг мяса на человека в год. Если потребления вырастет до уровня США – 120 кг мяса на человека, к 2030 году понадобятся еще 60 млн га сельскохозяйственных земель.
http://finmarket.ru/main/article/3493537

Open CRS. Congressional Research Service Reports for the People

https://opencrs.com/

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

American Gas Foundation: Research Studies, Links

http://www.gasfoundation.org/
http://www.gasfoundation.org/ResearchStudies/Index.htm
http://www.gasfoundation.org/Links/Index.htm

AGA.org: Introduction to the Natural Gas Industry, 2008

1973-2008

http://www.aga.org/Kc/aboutnaturalgas/consumerinfo/Pages/NaturalGas101AnIntroductiontotheNaturalGasIndustry.aspx

— — — —
Последний слайд является самым важным: соотношение добытого, достоверных запасов и потенциальных резервов.
До сланцевого бума (2005) их соотношение, примерно, 45:10:45

Timera Energy

http://www.timera-energy.com/

true_flipper о нефти, газе, энергетике

Нефть (7)
Природный газ (20)
Энергетика (6)

akteon: Сланцевый газ и М.Леонтьев

Читать далее

Газовые считалочки: искусство интерпретации

О сланцевом газе
(без ссылок на источники)

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

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

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

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

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


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


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


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

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

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


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

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

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

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

trubagaz: Добыча газа в мире в 2011 году

Общая добыча газа в мире в 2011 году достигла 3,3091 трлн куб м (напомним, в 2010 году эта цифра составляла 3,275 трлн. куб. м).

В 2011-м году список производителей природного газа выглядел следующим образом.
1. США: 678 млрд куб м (+7% к 2010-му году. К слову, есть и другие данные. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 года указано, что добыча природного газа в США в 2011 году составила 651,3 млрд куб м, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 7,7%)
2. Россия : 670,5 млрд куб м (+3,1%, при этом общая добыча, включая сожженный попутный нефтяной газ, составила 687 млрд куб м. В отчете BP Statistical Review of World Energy указано, что в 2011 году России добыла 607 млрд куб м природного газа, рост составил 3,1%)
3. Иран: 151,8 млрд куб м (к слову, в 2011-м году Иран также увеличил экспорт газа на 10,5% до 7,6 млрд куб м)
4. Канада: 150,9 млрд куб м (в прошлом году добыча составляла 152,3 млрд куб м, таким образом, Канада в 2011 году добычу природного газа снизила. Есть и другие данные. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 года указано, что добыча природного газа в Канаде в 2011 году составила 160,5 млрд куб м, увеличившись по сравнению с 2010 годом на 0,3%)
5. Катар: 146,8 млрд куб м (в Катаре наблюдался быстрый рост газодобычи: 25,8%. В 2010-м году добыча природного газа в Катаре составила 116,7 млрд куб м. Интересно, что это увеличение происходит в рамках моратория на развитие новых газовых проектов Катара)
6. Норвегия: 101,3 млрд куб м (на 5 млрд куб м меньше, чем в 2010-м году. В BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 указано — 101,4 млрд куб м, падение на 4,6%)
7. Китай: 101,1 млрд куб м (в 2010-м году было 94,4 млрд куб м. При этом потребление природного газа в Китае в 2011 году достигло 134 млрд куб м, рост составил 20,6%. В отчете BP Statistical Review of World Energy за июнь 2012 указано, что в 2011-м году Китай добыл 102,5 млрд куб м природного газа, рост газодобычи составил 8,1%)
8. Малайзия: 61,8 млрд куб м газа (падение газодобычи составило 1,3%)
9. Саудовская Аравия: 87 млрд куб м (в 2010-м году газодобыча в Саудовской Аравии составила 81,9 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy утверждает, что в 2011 году Саудовская Аравия добыла 99,2 млрд куб м газа, рост газодобычи составил 13,2%)
10. Индонезия: 87 млрд куб м (в 2010-м году эта страна добыла 82,8 млрд куб м природного газа. Согласно BP Statistical Review of World Energy, добыча газа в Индонезии составила 75,6 млрд куб м, уменьшившись на 7,8%)
11. Голландия: 84,4 млрд куб м (согласно данным Eurostat, падение объемов добычи газа в Нидерландах в 2011 году составило 4,6 %. Согласно данным BP Statistical Review of World Energy, добыча природного газа в Голландии в 2011 году составила 64,2 млрд куб м, уменьшившись за год на 9%)
12. Алжир: 74,8 млрд куб м (добыча газа в Алжире в 2011 году снизилась на 12%. BP Statistical Review of World Energy: добыча газа в Алжире составила в 2011-м году 78 млрд куб м, уменьшившись на 3%)
13. Египет: 64,1 млрд (в 2010-м добыча природного газа в Египте составляла 61,33 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy: 61,3 млрд куб м, падение по сравнению с 2010-м годом составило 0,1%)
14. Узбекистан: 63,036 млрд. куб. м (BP Statistical Review of World Energy: 57 млрд куб м, снижение газодобычи на 4,4%)
15. Индия: 47,55 млрд куб м (падение на 8,9% по сравнению с объемом газодобычи 2010-го года. BP Statistical Review of World Energy: 46,1 млрд куб м, падение на 9,3%)
16. Мексика: 50,1 млрд (в 2010-м добыча составляла 59,07 млрд куб м. BP Statistical Review of World Energy: 52,5 млрд куб м, падение на 4,7%)
17. Великобритания: 45,2 млрд куб м (падение газодобычи в Великобритании, согласно данным Eurogas и BP Statistical Review of World Energy, составило -20,8% по сравнению с 2010-м годом)
18. Австралия: 45 млрд. куб. м (-1,3% к 2010-му году)
19. Тринидад и Тобаго: 40,7 млрд. куб. м (-4,2%)
20. Аргентина: 38,8 млрд. куб. м (-3,3%)
21. Пакистан: 39,2 млрд. куб. м (-1,2%)
22. Туркменистан: 59,5 млрд. куб. м (+40,6%)
23. Казахстан: 39,3 млрд куб м (+5,2%)
24. Таиланд: 37 млрд куб м (+2%)
25. Оман: 26,5 млрд куб м (-2,2%)
26. Нигерия: 39,9 млрд. куб. м (+9%)
27. Венесуэла: 31,2 млрд. куб. м (+3,2%)
28. Украина: 20,1 млрд куб м (+0,4%. Согласно BP Statistical Review of World Energy 2012: 18,2 млрд. куб. м, +0,4%)
29. Азербайджан: 25,7 млрд куб м
30. Бангладеш: 19,9 млрд куб м (-0,1%)
http://www.trubagaz.ru/ratings/dobycha-gaza-v-mire-v-2011-m-godu-17-vedushhikh-stran/

Уильям Энгдаль о сланцевом газе в США. 2

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

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

Часть IV: Сто лет газа?

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

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

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

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

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

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

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

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

Часть V. Огромные потери сланцевого газа

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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