Архив меток: карта трубопроводов

icds.ee: Baltic Energy Interconnections Maps

31 January 2013


http://www.icds.ee/fileadmin/media/icds.ee/failid/baltic_electricity.pdf


http://www.icds.ee/fileadmin/media/icds.ee/failid/baltic_oil_gas2.pdf

http://www.icds.ee/publications/article/baltic-energy-interconnections-maps/

ENERGY SECURITY
http://www.icds.ee/topic/energy-security-1/

icds.ee — international centre for defence and security, Эстония
http://www.icds.ee/about/

https://yadi.sk/d/BbBED50ls8ykT

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

aftershock.su: Восточно-азиатские и австралийские проекты трубопроводов


http://aftershock.su/?q=node/283344

http://grenatec.com/
Grenatec advocates construction of a Pan-Asian Energy Infrastructure.
This infrastructure would be comprised of high-capacity power lines, natural gas pipelines and fiber optic cables. These would stretch from Australia to China, Japan and South Korea.
http://grenatec.com/about-grenatec/

eia.gov: Hydrocarbon Gas Liquids (HGL): Recent Market Trends and Issues


Читать далее

eia.gov: Природный газ в Китае


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

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

Все карты газопроводов через Украину


http://img-fotki.yandex.ru/get/9488/81634935.d9/0_ab874_9b6559ea_orig
http://iv-g.livejournal.com/1005469.html


http://iv-g.livejournal.com/824766.html


http://iv-g.livejournal.com/565750.html


http://iv-g.livejournal.com/544536.html


http://iv-g.livejournal.com/538610.html


http://img-fotki.yandex.ru/get/5009/invngn.41/0_5e27d_27789cbd_orig


http://img-fotki.yandex.ru/get/5508/invngn.41/0_5e27f_bd707e77_orig


http://img-fotki.yandex.ru/get/5808/invngn.42/0_5e285_7cddab10_orig
http://iv-g.livejournal.com/510318.html


http://img-fotki.yandex.ru/get/5906/invngn.3f/0_5aae1_f0aa5137_orig
http://iv-g.livejournal.com/498289.html


http://img-fotki.yandex.ru/get/5106/invngn.1d/0_3e468_e0f9799b_orig
http://iv-g.livejournal.com/282058.html


http://img-fotki.yandex.ru/get/5407/invngn.15/0_3bc4b_dc6051dd_orig
http://iv-g.livejournal.com/236846.html


http://iv-g.livejournal.com/206378.html


http://iv-g.livejournal.com/86128.html


6000×4500
http://iv-g.livejournal.com/1033522.html

stoletie.ru: Из истории российской газовой отрасли

Алексей Балиев
09.12.2008
На газовой игле
Как советский и российский газ «привязали» к потребностям Запада

В этом году остался незамеченным ряд круглых дат, связанных с превращением СССР-России в крупного экспортера природного газа. А, по сути, — в «газовый придаток» Западной и Центральной Европы. И, пожалуй, отправной здесь точкой стало то, что с декабря 1973 года — 35 лет тому назад — мировые цены на газ впервые стали быстро повышаться и уже к концу того года достигли «сверхвысокого» уровня. А на рубеже ноября-декабря 1978 года заработал первый крупный газопровод из СССР в Центральную и Западную Европу.
Свой газ СССР стал поставлять Западу в обмен на импорт оттуда практически всех высокотехнологичных изделий для газовой промышленности. Прежде всего труб для трубопроводов, газодобывающего, газоперекачивающего оборудования, оборудования для строительства и ремонта газопроводов и газохранилищ. В результате, РФ к настоящему времени, по оценкам Союза производителей нефтегазового оборудования России (ноябрь 2008 г.), минимум на 70% обеспечивает свои потребности в упомянутых товарах за счет импорта. И в первую очередь — из Германии, Италии, Франции, Австрии, Великобритании и Нидерландов. И сегодня за эти поставки Россия по нарастающей расплачивается природным газом. Доля же законтрактованного на экспорт газа в объеме его добычи в России ныне превышает 30%, а вскоре может достигнуть 45-55%. И это при том, что газодобыча в РФ в последние 5 лет падает…

Словом, именно с середины 1970-х началась «деиндустриализация» отечественной газовой промышленности и, соответственно, экспорта. Но как и с чего это начиналось?

К середине 1970-х в руководстве страны обсуждались две концепции ее экономического развития.
Первая -«косыгинская» — предусматривала преимущественное развитие не сырьевых, а перерабатывающих отраслей. Особенно в азиатском регионе страны на базе имеющихся там разнообразных природных ресурсов. Фактически эта концепция представляла собой новый этап индустриализации экономики и экспорта СССР.

Очевидно, что реализация такой концепции требовала крупных, причем долгосрочных капиталовложений и не обещала быстрого эффекта. Но в тот период социально-экономическое положение СССР, по многим взаимосвязанным причинам, ухудшалось. Поэтому требовались сравнительно быстрые, точнее -«быстроэффективные» решения по исправлению ситуации. И прежде всего на потребительском рынке, где нарастал дефицит всё большего ассортимента качественных товаров и услуг.

Как раз в тот период, 35 лет тому назад, с октября-ноября 1973 года резко пошли вверх мировые цены на нефть, а с декабря 1973-го — и на газ. Это было связано в первую очередь с тем, что почти все арабо-исламские государства, экспортирующие нефть и нефтепродукты, либо ограничили, либо вообще прекратили на несколько месяцев поставки нефти и газа тем западным странам, которые поддерживали Израиль (в октябре 1973 г. прошла новая арабо-израильская война). Из-за этого Запад испытывал беспрецедентную нехватку топлива, цены на которое достигли рекордно высоких планок.

В такой ситуации многие западные страны, прежде всего западно- и центральноевропейские предложили СССР не участвовать в упомянутом «нефтяном эмбарго», а, наоборот, увеличивать экспорт нефти и особенно газа. В обмен на необходимые для этого кредиты и технологии.

Эти обстоятельства сыграли решающую роль в выборе второй концепции экономического развития СССР, сторонниками которой были Брежнев и его группа в руководстве страны, более влиятельная, чем «косыгинцы».
Суть этой концепции — наращивание советского нефте- и газоэкспорта (и вообще сырьевого экспорта), а с помощью «нефтегазодолларов» — быстрое насыщение внутреннего рынка с помощью импорта как высокотехнологичной продукции, так и товаров массового спроса. И, что называется, процесс пошел…

Еще в мае 1973-го в ходе визита Брежнева в ФРГ (причем его в этой поездке не сопровождал Косыгин) Москва и Бонн, согласно подписанному советско-западногерманскому Протоколу, договорились развивать на долгосрочной основе экспорт советских нефти и газа в ФРГ, а через ФРГ — в другие страны Западной и Центральной Европы. В обмен на западногерманские кредиты и технологии. А в мае 1978-го, в ходе аналогичного визита (в котором тоже не участвовал Косыгин), СССР и ФРГ повысили уровень упомянутых договоренностей: было подписано Соглашение «О развитии и углублении долгосрочного сотрудничества СССР и ФРГ в области экономики и промышленности» сроком на 25 лет. Кстати, до 2005 года включительно Россия расплачивалась своим газом за поставленные в СССР из ФРГ по тому Соглашению нефте-, газопроводные трубы и т.п. продукцию…

Первой крупной по мощности «газовой ниткой» из СССР в зарубежную Европу стал евроазиатский газопровод «Союз»: Оренбург-Ужгород. Протяженностью 2750 км и пропускной способностью 28 миллиардов куб. метров газа в год. Он вступил в эксплуатацию 27 ноября-5 декабря 1978 года. По этой артерии через Чехословакию (к тому времени уже был построен газопровод «Братство» — из СССР в Чехословакию тоже через Ужгород, 633 км) советский газ потек в ФРГ и Австрию. До 75% общего материально-технического обеспечения строительства и работы этого газопровода приходилось на западногерманскую, австрийскую и французскую продукцию. Зато загрузка мощностей в советском трубопрокатном производстве только за 1978-1983 годы упала более чем на 15%…

Тогда же, в 1978-м, вступил в действие второй, более протяженный, но менее мощный аналогичный газопровод — из Западной Сибири: Уренгой-Торжок-Минск-Ужгород (4000 тыс. км, 18 млрд. кубометров в год). «Сделанный» тоже в основном из западно- и центральноевропейских технологических изделий.

В ноябре 1981-го в Эссене (ФРГ) СССР подписал с консорциумом фирм Франции, Италии и Западной Германии договор «Газ-трубы», по которому в течении 25 лет советское газовое сырье — в объеме 30 млрд. кубометров в год – должно было поставляться этим странам и в Австрию в обмен на ввезённые оттуда трубы и другое оборудование для газовой промышленности СССР. Причем ФРГ получала свыше половины (до 17 млрд. куб. метров), ибо ее фирмы взяли на себя почти половину, скажем так, газотехнологических поставок в СССР. По этому соглашению мы рассчитались только к 2008 году…

Наконец, третьей — самой крупной артерией подобного рода с ноября 1983-го — 25 лет тому назад — стал газопровод Уренгой-Помары-Ужгород: 4451 км, 30 млрд. кубометров в год. До 75-80% объёма перекачиваемого по нему газа поставлялось и ныне поставляется в Центральную и Западную Европу. До 70% его технологического обеспечения приходилось, опять-таки, на поставки из западно- и центральноевропейских стран.

Все упомянутые газопроводы работают на газоснабежние и газификацию европейского зарубежья и сегодня.

Были попытки изменить ситуацию. В совместной докладной записке руководства Миннефтегазстроя и Минэнергетики СССР, подписанной также многими учеными и направленной в Политбюро ЦК КПСС осенью 1984 года, отмечалось, в частности, что «развитие практики «газ в обмен на оборудование» со странами Запада, с учетом повышения расходов на создание, обслуживание газопроводной инфраструктуры и затрат по разведке-освоению месторождений газа в СССР, а также в контексте современной внешнеполитической ситуации, …почти наверняка приведёт к сворачиванию отечественных трубопрокатной и смежных отраслей… И к существенному снижению темпов газификации страны, как и к уменьшению объемов газа, поступающего в экономику и жилищно-коммунальную систему…». По некоторым данным, К.У. Черненко, согласившись с данными выводами, выступил за широкое обсуждение этого документа. Но помешала кончина Черненко в начале марта 1985-го…

Словом, договор «Газ-трубы» и схожие соглашения еще сильнее привязали советскую газовую промышленность к долгосрочным, если не бессрочным интересам Запада.
Например, уже в первой половине 1980-х на экспорт в Центральную и Западную Европу направлялось до 20% объема среднегодовой добычи советского газа. Темпы освоения новых месторождений уже в тот период сравнялись с темпами роста газоэкспорта, а с середины 1980-х развитие экспорта газа опережало ввод в действие новых газоскважин. Одновременно ускорилось падение производства в трубопрокатной отрасли СССР.

Такая ситуация не могла не продолжиться в постсоветской России: к настоящему времени, по данным Минэнерго, Министерстве природных ресурсов РФ и «Газпрома», темпы ввода в действие новых месторождений газа минимум вдвое меньше в сравнении с темпами роста экспорта газа. И почти 70% сети магистральных газопроводов РФ работают только на экспорт…

Поэтому неудивительно, что, во-первых, свыше 60% протяженности газопроводов из Западной Сибири и Урала — основных газовых регионов России — сориентировано, опять-таки, на экспорт. Во-вторых — к настоящему времени газифицировано только 35-37% территории России. А в-третьих — к востоку от Западной Сибири по сей день нет ни одного крупного магистрального газопровода. Хотя Восточная Сибирь с российским Дальним Востоком — это почти 40% территории России!

Почему «обделили» столь обширные территории? Потому, что главной целью формирования и развития советской-российской газопроводной сети было и остаётся обеспечение экспортных поставок газа. А географически — это потоки в западном направлении. Да и ведь и нынешние газопроводные проекты -«Нордстрим», «Южный поток», Прикаспийский — нацелены на экспорт в Европу, а не на внутрироссийское газоснабжение…

Так или иначе, но к концу 1980-х советская трубопрокатная отрасль лишь на треть обеспечивала потребности нефте- и газопроводного строительства в СССР. И, повторим, эта ситуация сохранилась, если не усугубилась в России. А дополнительные (смежные), подчеркнем, денежные расходы СССР по закупкам в тех же западных странах дополнительного оборудования, прямо или косвенно связанного с реализацией упомянутых газоэкспортных контрактов, в 1980-х составляли минимум 700 миллионов рублей в среднем за год.

Такие закупки были обусловлены прежде всего тем, что из-за ввода советских войск в Афганистан и введения военного положения в Польше, из технологической части соглашений по схеме «Газ-трубы» было исключено почти 20% оговорённого оборудования. Которое приходилось покупать уже по рыночным ценам. Вдобавок, еще примерно 15% оборудования той же части этих соглашений (из-за Афганистана с Польшей…) подорожало в среднем на 20%. Затраты же по этим статьям, в целом, превышали в 1980-х 1 миллиард рублей в среднем за год.

Вот и получается, что сделки «газ-трубы» сперва законсервировали, а затем усугубили технологические проблемы газовой промышленности СССР. А Советский Союз оказался вынужден развивать эту отрасль прежде всего на основе своих газоэкспортных обязательств. И то, и другое, повторим, имеет место и сегодня. Во всяком случае, доля нефте-и газопроводных труб из «еврозарубежья» в общей протяженности нефте- и газопроводов в РФ ныне превышает 60%…

Алексей Балиев
13.01.2009
Почему советские газопроводы «предпочли» Украину?
30 лет тому назад было решено строить экспортные газопроводы из СССР прежде всего по украинской территории

Нынешняя ситуация с экспортным транзитом российского газа через Украину превзошла, что называется, даже самые гипотетические прогнозы насчет антироссийских действий Киева в этом вопросе. В любом случае, у Запада появился весомый стимул для ускорения реализации газопроводных проектов с юга и юго-востока бывшего СССР в зарубежную Европу и Турцию в обход не столько Украины, сколько России («Набукко», «Белый поток», Транскаспийский). Но «привязка» советского газоэкспорта к транзиту через Украину состоялась примерно 30 лет тому назад…
В первой половине 1970-х годов в руководстве страны обсуждались две концепции ее экономического развития (эта тема подробно рассматривалась в «Столетии» — см. «На газовой игле», 9 декабря 2008 г.)). Первая -«косыгинская» — предусматривала преимущественное развитие перерабатывающих отраслей. Особенно в азиатском регионе страны, то есть на базе имеющихся там разнообразных природных, а также трудовых ресурсов.

Очевидно, что реализация такой концепции требовала крупных, причем долгосрочных капиталовложений, и не обещала быстрого эффекта. Но в тот период социально-экономическое положение СССР, по многим взаимосвязанным причинам, ухудшалось (гонка вооружений с США и НАТО, конфронтация с Китаем, последствия хрущёвской социально-экономической политики, особенно в сельском хозяйстве и т.п.). Поэтому требовались сравнительно быстрые, точнее -«быстроэффективные» решения по исправлению ситуации. И прежде всего на потребительском рынке, где нарастал дефицит всё большего ассортимента качественных товаров и услуг.

Но 35 лет тому назад — с октября-ноября 1973 года резко пошли вверх мировые цены на нефть, а с декабря 1973-го — и на газ. Это было связано в первую очередь с тем, что почти все арабо-исламские государства, экспортирующие нефть и нефтепродукты, либо ограничили, либо вообще прекратили на несколько месяцев поставки нефти и газа тем западным странам, которые поддерживали Израиль (в октябре 1973 г. состоялась новая арабо-израильская война).

В такой ситуации западно- и центральноевропейские страны предложили СССР не участвовать в упомянутом «нефтяном эмбарго», а, наоборот, увеличивать экспорт на Запад нефти и особенно газа. В обмен на необходимые для этого кредиты и технологии.

Упомянутые обстоятельства сыграли решающую роль в выборе второй концепции развития СССР, сторонниками которой были Брежнев и «брежневская» группа в руководстве страны, куда более влиятельные чем «косыгинцы». Суть этой концепции — наращивание советского нефте- и газоэкспорта (и вообще сырьевого экспорта) в Европу, а с помощью «нефтегазодолларов» — быстрое насыщение внутреннего рынка с помощью импорта как высокотехнологичной продукции, так и товаров массового спроса. И, что называется, процесс пошел. И в конце осени 1978-го начал работать первый евроазиатский газопровод из СССР через Украину: Оренбург-Ужгород. Затем были построены, опять-таки через Украину, другие аналогичные газопроводы (Уренгой-Помары-Ужгород, «Союз», «Сияние Севера»).

Когда обсуждались вопросы размещения сети экспортных газопроводов на западе СССР, Косыгин, Мазуров, Машеров, Долгих и Катушев предлагали принцип «равных возможностей».
То есть равномерное распределение этой сети по территории Белоруссии, Украины и Молдавии, в том числе с учетом фактора минимального расстояния перекачки газа до западной границы СССР. Что достигалось прежде всего через Белоруссию. «Косыгинцы» считали, что в случае равномерности распределения газотранзита по Украине, Белоруссии и Молдавии руководство какой-либо из этих республик не сможет располагать существенно большим влиянием в советском руководстве и «подминать» под себя другие республики.

Однако победила точка зрения «проукраинской» — брежневской группы, большинство участников которой были с Украины и/или долгое время работали там (Брежнев, Подгорный, Гречко, Кириленко, Патоличев, Тихонов, Черненко, Шелест, Щербицкий). Поэтому свыше 70% протяженности сети экспортных газопроводов на западе СССР было размещено на Украине, причем даже в ущерб критериям минимума расстояния перекачки газа и, соответственно, строительно-эксплуатационных затрат. Тогдашнее украинское руководство приводило такие аргументы: да, наши расстояния более значительные, в сравнении с Белоруссией, зато размещение газоэкспортной сети на Украине и газопроводные переходы границы СССР на западе Украины положительно скажутся на настроениях в республике, особенно в ее западных — потенциально националистических областях. А роль всей Украины в экономике, да и в социально-политической стабильности СССР трудно переоценить. Аргументация же оппонентов, в том числе белорусского руководства, направлялась «брежневцами» в архивы.

Приведу один пример. Построенный на рубеже 1970-1980-х гг. экспортный газопровод «Сияние Севера» идет на Украину через Белоруссию (с Ямальского региона). Вблизи белорусского г. Кобрин эту артерию от Польши отделяют лишь 65 км. Этот трубопровод должен был войти в Польшу именно в том белорусском районе. Но под давлением руководителей Украины и «ангажированных» специалистов, данный газопровод… в Москве решили удлинить почти на 220 км, чтобы продлить его в Польшу именно через Львовскую область Украины (!). Кстати, в той же области оказались сконцентрированы почти все пограничные переходы газопроводов из РСФСР в Восточную Европу…

Зато во многих украинских эмигрантских СМИ в 1970-1980-х отмечалось, что со временем, если СССР распадётся, Украина станет «обладателем» главных газоэкспортных артерий из России.
И сможет, дескать, диктовать Москве (и, по крайней мере, ещё и Восточной Европе) свои условия. Характерно, в этой связи, и то, что страны-получатели советского газа чуть ли не в унисон приветствовали «выбор» Кремлём Украины в качестве главной транзитной территории для газопоставок. Причем представители энергетических и трубопрокатных компаний ряда стран Западной и Центральной Европы вели переговоры по тем же вопросам с руководством Украины в 1970-х годах. Особенно активно предлагали направлять газоэкспортные трубопроводы из РСФСР через Украину ФРГ и Австрия, власти и компании которых направляли соответствующие петиции и письма тогдашним властям Украинской ССР (подробнее см., например, «Транспорт на дальние расстояния» под ред. академика Хачатурова Т.С., М., 1982; «Экономические отношения стран СЭВ с Западом» под ред. д.э.н. Н.С.Шмелёва, М., 1983; «Природный газ в политике СССР и Украинской ССР», Мюнхен, Институт по изучению СССР и Восточной Европы, 1987; «Трубопроводный транспорт в СССР и за рубежом», М., 1989). Что же, сработали на перспективу?..

Словом, долгосрочные (если не бессрочные) экономико-политические выгоды экспортного транзита российского газа через Белоруссию оказались слабее влияния украинских властей не только в руководстве СССР, но и на Западе. Впрочем, и «западные» политики лоббировали, повторим, советский газотранзит через Украину. Похоже, неспроста…

О пользе украинских ПХГ
С точки зрения сезонной загрузки Украина является одним из самых удобных партнёров Газпрома, поскольку все прежние годы закупала большие объёмы газа в летние месяцы. В период с 2000 по 2008 гг, т.е. до газовой войны 2009 года, среднесуточные поставки российского газа в ГТС Украины в январе и июне были примерно равны — соответственно, 518 млн куб м и 508 млн (средние показатели за весь период). Зато потоки газа на выходе из украинской ГТС соответствовали сезонному спросу европейских потребителей.

Таким образом, ПХГ Украины обеспечивали равномерную загрузку российской ГТС, как и было задумано специалистами, спроектировавшими Единую систему газоснабжения СССР.

Трубопровод через Ла-Манш во время Второй мировой войны

Operation Pluto
http://en.wikipedia.org/wiki/Operation_Pluto

Historic Archival Stock Footage WWII — English Channel Pipeline

— — — —

это большой БАРАБАН для намотки трубопровода для топлива.
инженерная операция под названием Pluto (сокращение от Pipe-Lines Under The Ocean) — трубопровод через океан. Задача состояла в том, чтобы обеспечить оперативную подачу топлива с берегов Англии во Францию, ведь войска требуют очень много горючего.

Эта операция успешно состоялась 12 августа 1944 года, впоследствии была протянутo ещё несколько ниток.

Зачем делали трубопровод? Да банально боялись немецких подводных лодок — ведь медленно плывущий танкер очень и очень лёгкая добыча, насколько я ещё понимаю — не хватало и танкеров.

За всё время действия трубопровода было перекачан 781 000 м3 топлива.

eegas.com: Подробная карта газопроводов Украины

Source: Neftegazgeodezia

6000×4500
http://eegas.com/ukraine_2014-03.htm

Enipedia

Enipedia is an active exploration into the applications of wikis and the semantic web for energy and industry issues.
http://enipedia.tudelft.nl/wiki/Main_Page

Oil and Gas Map
http://enipedia.tudelft.nl/wiki/Oil_and_Gas_Map

Черноморские карты, прогнозы и считалочки

02.02.2014
Черное море разведчиков

Во-первых, из-за сложной геологии никто во второй Кувейт в Черном море особо не верит. Во-вторых, низкие цены на нефть не стимулировали компании на глубоководную геологоразведку, требующую внушительных инвестиций. Дело в том, что после краха рынка недвижимости инвестиционных средств меньше не стало. Их начали вкладывать в новые проекта, в т. ч. в разведку и добычу углеводородов.

До последнего времени добычу нефти и газа на шельфе вели Турция, Болгария, Румыния и Украина. Открытых запасов им хватает сейчас на совокупную ежегодную добычу немногим более 4 млрд. куб. м в газовом эквиваленте.

В ближайшие несколько лет, как надеются многие компании и правительства Причерноморских стран, ситуация кардинально изменится. Будут открыты месторождения, которые смогут повлиять на энергетический баланс каждой из стран. Особенно в западной части региона: Турции, Болгарии, Румынии и Украины. Более того, эта часть Черного моря, возможно, станет новым источником газа для всей Центральной и Восточной Европы. Так считают в одной из ведущих исследовательско-консалтинговых компаний мира WoodMackenzie. Пока же сами будущие поставщики природного газа зависят на 30-90% от импортных энергоресурсов. При этом большую часть (30-60%) дефицита покрывают за счет поставок голубого топлива и нефти из России. Турция, которая как никто другой зависит от импортных поставок, только в 2012 году потратила на закупку нефти и природного газа более $60 млрд.

Основная часть морской нефтегазовой инфраструктуры в странах Причерноморья была создана в конце 70-х-середине 80-х годов прошлого столетия. В это же время были открыты все ныне действующие месторождения. Большинство государств западной части Черного моря входили в состав СССР или «соцлагеря». У них деньги имелись. Так, была обустроена группа нефтегазовых месторождений на блоке Истрия в Румынии, промыслы в северо-западной части шельфа Черного моря в Украине и открыты месторождения на блоке Галата в Болгарии. При этом уже тогда Черному морю уделялось внимание с прицелом на будущее. Например, Румыния и Украина имели крупные месторождения на суше, за счет которых добыча превышала потребление. Сегодня сухопутныеместорождения находятся в режиме истощения и правительства стран видят именно в Черном море источник будущего увеличения добычи. Если разделять Черное море на мелководную (шельф) и глубоководную части, то особые надежды связывают с глубоководьем. Во-первых, потому что оно полностью не разведано, традиционно на нем открывают крупные промыслы. Во-вторых, на мелководье нет потенциальных месторождений, которые по своим объемам содержали бы привлекательные для крупных компаний запасы газа. Это важно, потому что у государств, испытывающих экономические проблемы, нет свободных средств на проведение даже рисковых высокозатратных геологоразведочных работ, и они вынуждены считатьсяс инвесторами. Одно из исключений — в прошлом году итальянская компания Eni, французская EDF и украинские «Черноморнефтегаз», «Воды Украины» подписали соглашение о разделе продукции (СРП) на мелководных структурах Абиха, Маячная, Кавказская и Субботина Прикерченского участка Черного моря. Столь малый срок, за который правительству удалось договориться подписать СРП с инвесторами, объясняется тем, что потенциальные месторождения находятся друг от друга на расстоянии одной скважины, в которых рассчитывают найти нефть. Обнаруженные запасы черного золота на структуре Субботина (6 млн. тонн) – лишнее тому подтверждение. С учетом высоких рыночных цен на нефть, ее добыча более выгодна, чем производство газа, который в основном и рассчитывают обнаружить в Черном море. Сегодня потенциальные ресурсы украинского мелководья геологи оценивают в объемах не меньше, чем глубоководье – более триллиона кубометров на нескольких десятках структур, однако, интереса к ним крупные инвесторы не проявляют. Позитивом является низкая (до $50/тыс. куб. м) себестоимость добычи. Однако запасы погоды не делают.

Похожая ситуация на мелководье в Турции, Румынии и Болгарии. Месторождениями при глубине моря до 200 метров интересуются небольшие частные компании, для которых запасы месторождений даже в объеме 10 млрд. куб. м весьма привлекательны. Гиганты на такую мелочь не размениваются, полностью полагаясь в Черном море на глубоководье. Они считают, что если в регионе и есть крупные запасы, то они располагаются при глубине моря не менее 900 метров. Такова практика привлечения западных инвестиций в черноморскую нефтегазоразведку. Причем, до некоторых пор она была не очень удачной, а ее результаты угрожали тем, что крупные игроки просто на просто покинут Черное море.

(На карте указана первая успешная глубоководная скважина на румынском участке «Нептун» — соседний с украинским участком «Скифская площа». В следующие два года румыны планируют пробурить ещё шесть скважин, две из которых вплотную на границе со Скифской площадью)

Турция – флагман черноморской глубоководной разведки. С 2006 по 2011 годы на четырех морских блоках страны пробурили пять разведочных скважин общей стоимостью около $700 млн. Инвесторами выступили государственная Турецкая нефтяная корпорация, бразильская Petrobras, британская BP, американские Chevron и ExxonMobil. Результат – «сухие» скважины. Плюс крайнее разочарование инвесторов. При этом они изначально не строили сногсшибательных планов. Например, один из официальных представителей ExxonMobil говорил о том, что успешность турецких прогнозов найти месторождение объемом миллиард баррелей нефти американские специалисты оценивают в 20-30%. Однако того, что надежды не оправдаются совсем, не ожидал никто. Традиционная практика, когда успешной оказывается одна из четырех разведочных скважин, не сработала. Поэтому к бурению первой глубоководной скважины в румынском секторе Черного моря многие отнеслись со скептицизмом. Буровое судно «Глубоководный чемпион», стоимость аренды которого тогда составляла $650 тыс. в сутки, за первые два с половиной месяца 2011 года пробурило скважину глубиной более трех километров и открыло месторождение с предварительными запасами 42-84 млрд. куб. м газа. Глубина моря – 930 метров. Блок – Нептун. Концессионеры – румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. Таких открытий в Черном море еще не делал никто и, главное, оно случилось в самый решающий для инвестиционной привлекательности региона момент – после турецкого провала. Конкурс по блоку Хан Аспарух в Болгарии, Скифской площади и Форосского участка в Украине, решение о начале реальных работ на Туапсинском прогибе и Северо-Черноморском участке в России и продолжении работ на глубоководье Турции –все это произошло уже после румынского открытия.

— Без сомнений, румынская скважина Домино-1 трансформировала отношение к региону и возобновила интерес к Черному морю, — считает аналитик WoodMackenzie Крис Мередит. – Запасы месторождения еще будут уточняться, но наш прогноз: добыча начнется к 2019 году. В любом случае, его объемы четко указывают на потенциал будущих газовых открытий.

Аналитик уверен в том, что инвесторы находятся на низком старте в осуществлении полномасштабного разведочного бурения в западной части Черного моря: «На основании утвержденных буровых программ в течение пяти лет будет пробурено 10 глубоководных скважин».

Одной из причин активизации работ в западной части Черного моря аналитики считают отказ от строительства газопровода Набукко, который должен был бы обеспечить диверсификацию источников и растущие потребности стран Центральной и Восточной Европы. Конкурентом Набукко мог бы стать Транс-Анатолийский газопровод, но его основной задачей является обеспечение азербайджанским газом Турции, а не стран ЕС. Сегодня потребности в голубом топливе стран региона уже составляют 55 млрд. куб. м в год и рост продолжится. Главными причинами станут более жесткое соблюдение экологических стандартов ЕС и истощение сухопутных месторождений. При этом нынешняя зависимость от России, которая в некоторых странах достигает 90%, не нравится никому. Поэтому Черное море – идеальный вариант в качестве нового источника энергоресурсов. Так ли оно и будет, покажут уже ближайшие два года. За этот период планируется пробурить восемь глубоководных разведочных скважин. Две из них запланированы на болгарском блоке Хан Аспарух, на котором работает пул компаний французской Total, испанскойRepsol и австрийской OMV. Еще две – на румынском блоке Нептун, на котором работают румынский OMV Petrom и американская ExxonMobil. На этом участке партнеры планируют уточнить запасы первого открытого на глубоководье Черного моря месторождения и, возможно, открыть еще одно – разведать соседнюю перспективную структуру. В этом и следующем году буровые работы в румынском секторе начнет и пул российского «Лукойла» и американской Vanco государственной компании Romgaz. Они владеют правами на два глубоководных блока Восточная Рапсодия и Трайдент (половина бывшей спорной акватории между Румынией и Украиной) и обязаны по утвержденной программе осуществить бурение двух скважин. Продолжат искать углеводороды в Черном море и турки. Национальная Турецкая нефтяная корпорация планирует бурение на блоке 3920 совместно с компанией Shell. Несмотря на нулевые результаты предыдущего бурения в «турецком» Черном море и больший интерес к Средиземному, в соседнем израильском секторе которого открыли месторождения с запасами в сотни миллиардов кубометров, нефтегазодобытчики страны полумесяца не потеряли надеждына свои северные воды. В позапрошлом году открыли в мелководной части блока 3920 месторождение Истранка и, судя по всему, привлекли этими результатами британо-голландского нефтегиганта для работы на более глубокой воде. Впрочем, особенность всех вышеуказанных блоков в том, что все они граничат с блоком Нептун, на котором было сделано первое в Черном море глубоководное открытие. Украинская Скифская площадь, право на заключения соглашения о разделе продукции на которой выиграли американская ExxonMobil, румынский OMV Petrom, британо-голландская Shell lи украинская «Недра Украины», также примыкает к Нептуну. Станет ли это гарантией открытия новых крупных месторождений, покажет бурение, которое, в любом случае, будет высокозатратным, как собственно и все остальное, что будет сопровождать подобные высокотехнологичные проекты.

Затраты на бурение глубоководной разведочной скважины составляют сегодня более $100 млн.,

а инфраструктуры и сервисных услуг для таких работ в регионе просто не существует (например, нет ни одной соответствующей буровой установки или бурового судна – прим. авт.), — говорит Крис Мередит из WoodMackenzie. – Однако тот факт, что в Черное море пришли крупнейшие компании нефтегазовой промышленности мира, уже может служить гарантией выполнения обязательств. Их опыт, профессионализм, способности и возможности дают основание строить положительный прогноз о перспективах нефтегазоразведки в Черном море. Затраты OMV Petrom и ExxonMobil на изучение блока Нептун к 2015 году уже могут составить $1 млрд.

Общие в Черном море – перевалить за $3 млрд. Входят в них и инвестиции в разведку российского глубоководья. Сразу после Олимпиады в Сочи «Роснефть» и американская ExxonMobil приступят к бурению скважины на структуре Абрау-Южная Туапсинского прогиба. Она будет первой в российском секторе Черного моря.

Что касается Украины, то здесь пока пауза. Соглашение о разделе продукции на Скифской площади с американской ExxonMobil, румынской OMV Petrom, британо-голландской Shell и украинской «Недра Украины» пока не подписано. При этом задержка вряд ли связана с новой ценой на российский газ, поскольку платежеспособные европейские потребители расположены рядом, а СРП разрешают экспортировать добытую продукцию. Вопрос – в нестабильной политической обстановке и юридических проволочках. Более того, источники РЭ сообщают, о намерениях Shell выйти из данного проекта. Определенный оптимизм высказывали и представители «пионера» украинских глубоководных проектов — «ВанкоПрикерченская». Компания еще 8 лет назад выиграла конкурс на заключение СРП по Прикерченскому участку, однако, после «демарша» со стороны правительства Юлии Тимошенко, реализовать данное право до сих пор так и не смогла. После достижения мирового соглашения с Кабмином в начале 2013 года у «ВанкоПрикерченская», которая в настоящее время контролируется ДТЭКом, открылись возможности продолжить реализацию проекта. Однако структура Рината Ахметова по неизвестным причинам медлит с возобновлением работ.

Впрочем, Украина достигла успехов по увеличению добычи природного газа собственными силами на мелководье. В 2013 году она выросла на 40,6% до 1,65 млрд. куб. м. В 2015 году за счет завершения обустройства Одесского и Безымянного месторождений добыча должна достигнуть 3 млрд. куб. м. Сегодня Украина потребляет более 50 млрд. куб. м газа в год и добыча на шельфе особой погоды не делает. Другое дело, что за счет нее удастся сохранить уровень добычи госкомпаний, которые продают газ по рекордно низкой цене (не выше $55/тыс. куб. м) для нужд населения. Это позволяет украинскому правительству удерживать цены на природный газ для рядовых украинцев на уровне, даже ниже российского – чуть больше $90/тыс. куб. м.

Глобальные процессы в мировой нефтегазодобыче как ничто другое повлияли на решение инвесторов вкладывать в Черное море именно сейчас. Одна из причин – Черное море остается одним из самых неразведанных регионов мира, а нефтегазовые компании повышают свою капитализацию за счет увеличения ресурсной базы. Ранее они увеличивали ее за счет перерабатывающих мощностей и количества заправок, однако, это не вдохновляет акционеров после мирового финансового кризиса. Нет собственного сырья — нет будущего, считают они. Далее, высокая цена на нефть и газ на мировых рынках, и конкуренция со стороны небольших молодых компаний. Есть в Причерноморском регионе и свои немаловажные особенности. Они непосредственно влияют на нынешнюю инвестиционную активность, поскольку напрямую связаны с прибылью, которую получат добытчики. Всем понятно, что транснациональных гигантов энергонезависимость стран, в которых они работают, интересует меньше всего. И уж тем более они против низкой стоимости энергоресурсов. Наоборот, именно возможность получать максимальную прибыль и дает сейчас толчок многим проектам в Черном море. Если в Турции и Болгарии для населения уже давно действуют рыночные цены на газ – свыше $300/тыс. куб. м, то Румыния до последнего времени практиковала фиксированные тарифы на закупку голубого топлива отечественной добычи. Поэтому активизация маленьких и крупных игроков в ее секторе связана, прежде всего, с либерализацией цен. Если в прошлом году газ продавался в Румынии по $143/тыс. куб. м, то к 2015 году для промышленности ожидается повышение до среднеевропейского уровня (более $300/тыс. куб. м). Для населения это произойдет к 2019 году. Поэтому неудивительно, что именно к концу десятилетия запланировано начало добычи не только на глубоководном блоке Нептун, но и таком мелководном участке как Мидия. Месторождения Анна и Дойна, расположенные на нем, были открыты пять лет назад, и до последнего времени канадская компания «Стерлинг» планировала обустроить их в 2015 году. Однако, судя по всему, желание максимальной прибыли победило. Осуществление проекта освоения 10 млрд. кубометров природного газа перенесено на неопределенную дату.

28.10.2013

Как сообщалось, еще в 2007 году между НАК “Нафтогаз Украины” и ОАО “Газпром” договорились о совместной разработке структуры Палласа, расположенной в северо-восточной части Черного моря на границе Украины и РФ. “Нафтогаз Украины” уже заявил о завершении сейсмологических исследований 3D на структуре и начале интерпретации этих данных.

Прогнозные запасы свободного газа в пределах участка Палласа составляют около 120 млрд куб. м газа (в т.ч. украинская часть — 86 млрд куб. м), растворенного газа — 8,6 млрд куб. м (в т.ч. украинская часть — 8,2 млрд куб. м), нефти и газового конденсата — 70 млн тонн (в т.ч. украинская часть — свыше 45 млн тонн).

Ранее также предполагалась совместная разработка Суботинской нефтегазовой площади государственной НАК “Надра Украины” и “ЛУКОЙЛ Оверсиз” (оператор международных upstream проектов НК “ЛУКОЙЛ”), которые 21 февраля 2012 года подписали соответствующий меморандум о сотрудничестве. Однако Кабинет министров Украины 17 октября 2013 года одобрил заключение СРП на шельфовых площадях Суботино, Абиха, Маячная и Кавказская между “Эни Юкрейн Шеллоу Вотерс”, “ЕДФ Юкрейн Шеллоу Вотерс”, ГАО “Черноморнафтогаз” и ООО “Воды Украины”.

Украина объявила курс на диверсификацию энергопоставок и увеличение собственной газодобычи. Базовый сценарий проекта обновленной Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года предполагает рост годовой внутренней добычи газа к этому году с добываемых 20 млрд куб. м до 44,4 млрд куб. м и сокращение его импорта до 5 млрд кубометров.
Рост добычи газа предполагается за счет освоения глубоководной части шельфа Черного моря, запасы которого оцениваются от 4 трлн до 13 трлн куб. м, а также нетрадиционного газа в виде сланцевого газа, газа плотных пластов и угольного метана.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Rossiya_delit_s_Ukrainoy_zapasi_gaza_i_nefti_v_CHernom_more.html

17.10.2013

Запасы глубоководной части шельфа Черного моря оцениваются в пределах 4-13 трлн кубометров.
Сейчас на украинском шельфе Черного моря работает госкомпания Черноморнафтогаз. Помимо того, по данным агентства «Интерфакс-Украина», еще в апреле 2006 года Vanco International, 100% «дочка» американской Vanco Energy Company, победила в конкурсе на право заключения соглашения о разделе продукции (СРП) в пределах Прикерченского нефтегазоносного участка площадью 12,96 тыс. кв. км и глубинами от 70 до более чем 2 тыс. м.

В октябре 2007 года Vanco Int. переуступила права и обязанности по СРП компании Vanco Prykerchenska, однако из-за последовавшего затем конфликта с правительством под руководством Юлии Тимошенко реальная работа по проекту не велась, и лишь в июне этого года украинский суд признал мировое соглашение, в декабре 2012 года утвержденного Стокгольмским арбитражем.

Правительство страны также планирует подписать в этом году СРП в рамках проекта по освоению Скифского участка шельфа площадью 16,698 тыс. кв. км с консорциумом во главе с американской ExxonMobil и с участием Shell, австрийской OMV в лице румынской «дочки» Petrom и НАК «Надра Украины». Этот консорциум победил в конкурсе в 2012 году.
http://www.newsru.com/finance/17oct2013/uashelf.html

06.08.2012
минимальный объем инвестиций на первом этапе геологоразведовательных работ (не более пяти лет) должен составить минимум 1,6 млрд грн. Он также отметил, что участники конкурса приобрели конкурсную документацию, стоимость которой по Скифской площади составляла 12 млн грн, а также заплатили за участие в конкурсе по 1 млн грн.

По данным Госгеонедр, площадь Скифского участка составляет 16,69 тыс. км2, Форосского — 13,615 тыс. км2. Скифская площадь расположена на северо-западе украинской части шельфа Черного моря (глубины 100-2000 м), недалеко от острова Змеиный и территории Румынии. Скифский участок имеет потенциал добычи 3-4 млрд м3 в год, Форосский — 2-3 млрд м3.

Что касается конкурса на Форосскую площадь, который признан не состоявшимся из-за отсутствия заявок, Ставицкий выделил несколько вероятных причин этого. Одна из них — окончание финансового года, в связи с чем компании могут быть несколько стеснены в средствах. Однако более значительной причиной, по его мнению, являются геологические риски. «Стоимость бурения скважин на этом участке может составлять $130-150 млн», — отметил министр. Для освоения таких глубин компания-победитель вынуждена будет работать на буровой установке более высокого класса, нежели «Петр Годованец» или «Независимость» (глубина постановки — 120 м). По информации НефтеРынка, суточная аренда полупогружных буровых установок (глубина до 2000 м) составляет порядка $650 тыс., что еще раз подчеркивает затратность проектов на шельфе.

Скорее всего, потенциальные инвесторы в Черноморский шельф заняли выжидательную позицию и хотят увидеть, как пробурят первые скважины на турецкой части шельфа Черного моря, где наблюдаются похожие геологические условия.
http://www.nefterynok.info/analytics.phtml?art_id=140

02.06.2010
Украина владеет запасами газа, которых хватит на тысячу лет, утверждают украинские и немецкие ученые, которые провели оценку залежей Черного моря. Кроме того, ученым удалось разработать технологию добычи газа из газогидратов. Если правительство сможет привлечь инвесторов к разработкам месторождений, Украина получит промышленный газ уже через несколько лет.
«В пересчете на метан запасы газогидратов Черного моря, если брать весь бассейн, оцениваются в среднем в 50 трлн кубометров, — отметил он. — Если за единицу измерения взять годовую добычу Украины (а это примерно 20 миллиардов тонн), то 50 трлн дают запасы газа на несколько сотен, а может и тысяч, лет. Большинство этих залежей лежат в экономической зоне Украины».
«Сейчас разработана изящная, по моему мнению, технология (пока она на стадии доработки): это вытеснение метана из газогидратов углекислым газом, — говорит профессор Гулин. — То есть если углекислый газ закачать в пласты газогидратов, заменив метан углекислым газом, мы решаем экологическую проблему — проблему парникового эффекта». «Это правдивая оценка. Профессора уверяют, что если будут деньги, то через пять лет можно иметь промышленную продукцию», — уверен Яремийчук. Ссылаясь на разработки своих коллег, он уверяет, что Украина богата на нефть и газ не только в бассейне Черного моря.

— —
Документы по рос-укр газовым отношениям (подобраны тенденциозно) (данные по 2007 г.)

Со страницы kremlgaz.narod.ru/doc.htm
карта труб Украины

Подробная карта

— —
По мотивам карты создана


http://gloriaputina.livejournal.com/321559.html

— —
Отчет Газпрома за 4 квартал 2013 г. (pdf) (стр. 74)

i/ Западноевропейский экспорт без Турции и Финляндии
127.09-26.29-3.54 = 97.26
ii/ Полная загрузка Северного потока+газопроводов через Белоруссию
55+38 = 93
iii/ Остаток от экспорта в Европу 97.26-93 = 4.26 млрд.м3
iv/ Экспорт в Молдову 2.39 млрд.м3
v/ «Подвисший» экспорт в объемах 2013 г. = 4.26+2.39 = 6.65 млрд.м3

vi/ Теоретически
vi.i/ Газпром может даже отказаться от транзита через Украину, докупив в Европе недостающее
vi.ii/ Взятие под контроль направления Ананьев-Тирасполь-Измаил, Шебелинка-Измаил с пропускной способностью 26 млрд.м3 делает ненужным транзит через Западную Украину.
Указанная ветка

в основном идет по территории юго-востока Украины.

Китайский импорт газа. Китайская экономика

Китай увеличит импорт природного газа на 19 проц в 2014 году — до 63 млрд кубометров. На сегодня Китай обеспечивает за счет зарубежных поставок порядка 30 проц национального потребления «голубого топлива». Чтобы обезопасить себя от возможных перебоев с импортом газа, КНР активно строит стратегические газохранилища. В 2013 году объем хранимого в них газа достиг 15,9 млрд кубометров, а к 2020 году увеличится до 30 млрд куб.м.
http://code-noname.livejournal.com/435550.html

http://usa.chinadaily.com.cn/epaper/2014-01/16/content_17239879.htm

— — — —
Китай
ВВП: 56,88 трлн юаней (9,3 трлн долларов), рост 7,7% (самый низкий за последние 14 лет).
ИНВЕСТИЦИИ В ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ: 43,65 трлн юаней (рост 19,2%).
НЕДВИЖИМОСТЬ:
— Инвестиции — 8,6 трлн юаней (рост 19,4%).
— Новые площади: 2 млрд кв.м (рост 13,5%).
— Объем продаж: 1,3 млрд кв.м. (рост 17,3% при росте стоимостного объема сделок в 26,3%)

ВНЕШНЯЯ ТОРГОВЛЯ: 4,16 трлн юаней (рост 7,6%)
— Экспорт: 2,21 трлн (рост 7,9%)
— Импорт: 19,5 трлн юаней (рост 7,3%).

НАСЕЛЕНИЕ: 1,36 млрд (увеличилось на 6,68 млн)
— Родилось: 16,4 млн
— Умерло: 9,72 млн.
— Темп прироста населения: 4,92%
— Показатель гендерного дисбаланса: 105 мальчиков на 100 девочек.
http://code-noname.livejournal.com/436382.html

— — — —
Рост ВВП Китая по тренду Японии и Южной Кореи
Для оценки потенциала роста ВВП на душу Китая я совместил 3 графика ВВП на душу — Японии, Южной Кореи и Китая на одном графике, но данные по Японии по времени соответствуют ее ВВП по годам, данные Южной Кореи смещены на 12 лет, 1982 год соответствует японскому 1970 году, данные по Китаю смещены еще сильнее, 2005 год соответствует японскому 1970. Таким образом примерно в одной точке у них одинаковый уровень ВВП на душу. Для полноты тренда для Южной Кореи и Китая я еще показал 10 предыдущих точек.

Легко заметить, что все три графика приблизительно легли на один тренд развития их экономик. Правда видно, что Южная Корея развивалась до 1982 года быстрее, чем Китай до 2005 года, но в среднем они все же сходятся. Таким образом продолжая тренд по Китаю по данным Южной Кореи и Японии можно ожидать в Китае ВВП на душу 18000$ на человека к 2025 году (японский 1990 год). Только после этого в этих странах началось замедление экономик.

Такой уровень ВВП соответствует примерно 25 трлн. по номиналу и более 70 трлн.$ с учетом текущего ППС. Очевидно, что такая страна скорее всего поглотит практически все ресурсы планеты за небольшой срок, осталось всего 12 лет. А есть еще и Индия…

Комментарии в записи
— В силу размера рост Китая понемногу отнимает немало от остальных индустриальных стран
— А другим тоже нужны ресурсы, а значит срок укорачивается. Или война
— Скорее нужны не ресурсы, а свободные рынки для приложения капитала.
— Опаснее то, что вытесняются местные товары и люди остаются без работы
— Паршев ещё в 1999 году написал, что Китай выигрывает у Запада
— И, возможно, попадает в ту же ловушку, что и СССР, пытаясь привязаться к Западному критерию благосостояния, связанному с потреблением материальных благ на душу населения?
— судя по Си Цзиньпину все же пытаются уйти от этого
— Любая война быстрее протекционизма уничтожит глобальную торговлю и бизнес, даже в первую мировую царская Россия потеряла половину экспорта в страны Тройственного союза
— мне кажется, что проблемой роста Японии и Южной Кореи являлись как раз энергетические ограничения

— — — —
2013-01-31
Фото китайского смога
http://masterok.livejournal.com/661336.html
2013-10-22
http://trasyy.livejournal.com/1254682.html

17 янв, 2014
В Китае из-за густого смога восход солнца транслируют на огромных телеэкранах

Смог так густо застелил улицы столицы Китая, что жители едва могут определить время суток. Чтобы помочь людям ориентироваться во времени, восход Солнца стали показывать на огромных телеэкранах, расположенных по всему городу.

Обычно гигантские экраны используются в Пекине для рекламы. Но, стоило на город опуститься первому за сезон столь непроглядному смогу, как жители надели свои респираторы и покинули дома по направлению к единственному месту, где в эти дни можно увидеть восход солнца.

— — — —
20 января
China Liquidity Fears Ease As PBOC Injects 255 Billion CNY — Most Since Feb 2013

The Complete Chinese War Preparedness And Military Update

Annual Report to Congress: Military and Security Developments Involving the People’s Republic of China 2013 (pdf)

Where Does China Import Its Energy From (And What This Means For The Petroyuan)
Recall that as we reported in October, a historic event took place late in the year, when China (with 6.3MMbpd) officially surpassed the US (at 6.24MMbpd) as the world’s largest importer of oil. China’s reliance on imports is likely only to grow: «In 2011, China imported approximately 58 percent of its oil; conservative estimates project that China will import almost two-thirds of its oil by 2015 and three-quarters by 2030.»

19 января
Philippine Navy Adds To Regional Arms Build-Up As China Words (And Deeds) Escalate

Chinese Money Markets Spooked Despite Slight Beat (And Miss!) In GDP

«China Expected To Announce It Has More Than Doubled Its Gold Reserves», Shanghai Daily

21-10-2013
China Is Now The World’s Largest Importer Of Oil — What Next?

— — — —
OPEC Monthly Oil Market Report January 2014

— — — —
Рост инвестиций в Китае на фоне скромного мирового роста и рост инвестиций в недвижимость на фоне скромного роста китайской экономике наводят на мысль о китайском пузыре.

China Home Prices

China GDP nominal

Последствия прокола пузыря могут быть глобальными

eia.gov: Sudan and South Sudan

According to the Oil & Gas Journal (OGJ), Sudan and South Sudan have 5 billion barrels of proved crude oil reserves as of January 1, 2013. According to BP’s 2013 Statistical Review, approximately 3.5 billion barrels are in South Sudan and 1.5 billion barrels are in Sudan.

Natural gas associated with oil fields is mostly flared or re-injected. Despite proven reserves of 3 trillion cubic feet, gas development has been limited. In 2010, the unified Sudan flared approximately 11.8 billion cubic feet of natural gas


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

— — — — —
http://iv-g.livejournal.com/241501.html

eia.gov: Каспийский регион

Oil and natural gas production is growing in Caspian Sea region

EIA estimates 48 billion barrels of oil and 292 trillion cubic feet of natural gas in proved and probable reserves in the Caspian basins. Almost 75 percent of oil and 67 percent of natural gas reserves are located within 100 miles of the coast.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12911
http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=CSR

Caspian countries are developing new oil and natural gas export capacity

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12931

Kazakhstan consortium achieves first oil production from Kashagan field

During the week of September 9, the North Caspian Operating Company, led by Italian oil company Eni, reported starting production from Kashagan, the largest oil field to be discovered in the past 35 years. Since the field’s discovery in June 2000, this consortium, including its four original members (Eni, Shell, Total, and ExxonMobil), has invested more than $40 billion in the project in attempts to overcome technical, political, and geographical challenges, making Kashagan not only the largest oilfield outside the Middle East, but also one of the world’s most expensive.

The recent start of the first of the 20 production wells included in the first phase of production comes eight years later than originally anticipated. This start was in advance of an October 2013 deadline set in the terms of the consortium’s production sharing agreement (PSA). Had this deadline not been met, the consortium would have had to forfeit compensation for expenditures. Eni forecasts output from the initial development to reach 180,000 barrels per day (bbl/d) by the end of 2013 and then rise to the full phase-one target of 370,000 bbl/d in 2014. Starting additional wells and meeting or approaching these targets will validate last week’s achievement.

Kashagan is an extremely complex project. Challenges to production include the field’s great depth (15,000 feet below the sea bed), reservoir pressure exceeding 10,000 pounds per square inch with lethal levels of hydrogen sulfide, and cold temperatures that make it unsuitable for typical fixed or floating drilling platform designs. Many of the participants have developed expertise in managing projects in remote cold areas, but few have managed projects with so many technical challenges.

Kashagan has an estimated 13 billion barrels of oil in proved reserves. This represents most of Kazakhstan’s offshore proved oil reserves and is roughly equivalent to Brazil’s entire proved oil reserves, both onshore and offshore. A possible second phase would boost production to 1.5 million bbl/d. However, the partners will need to determine if they will be able to recoup their expenses and reach an acceptable level of profitability before the project’s PSA terminates in 2041.

Kashagan and Tengiz, Kazakhstan’s largest onshore field, together account for a significant part of nearly 4 million bbl/d of oil production that EIA’s 2013 International Energy Outlook projects Kazakhstan will reach in 2040.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=13011

eia.gov: Overview of oil and natural gas in the Eastern Mediterranean region

http://www.eia.gov/countries/regions-topics.cfm?fips=EM

— — — — —
Oil and natural gas reserves, production, and consumption
Всего в регионе
Нефть
2.51 billion barrels Proved reserves = 342 млн. т. в почти все в Сирии
Газ
18.20 trillion cubic feet Proved reserves = 0.5096 трлн. м3 почти пополам в Израиле и Сирии

— — — — —
Восточное Средиземноморье: Турция-Кипр http://iv-g.livejournal.com/548719.html
Undiscovered Oil and Gas of the Nile Delta Basin, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/170928.html
Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Levant Basin Province, Eastern Mediterranean http://iv-g.livejournal.com/183782.html

Газпром: добыча, запасы, геологоразведка

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


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

Стенограмма пресс-конференции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

eia.gov: Рост экономики Индии и ее энергопотребления

In 2012 India had the tenth-largest economy in the world as measured in 2012 U.S. dollars (converted at official exchange rates), and the third largest economy in the world when GDP is adjusted for inflation and purchasing power. This inflation-adjusted GDP has grown at over 7% per year since 2000, although it slowed to just over 5% in 2012 according to the Indian Central Statistical Organization. As a result, the growth rate for total energy consumption likely fell from prior-year levels. However, forecasts suggest higher real GDP growth in 2013, which EIA expects to be accompanied with greater growth in energy consumption.


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10611

А. Собко: Новая жизнь украинских НПЗ

В ближайшее время после продолжительного простоя запускается Одесский НПЗ. Почему это важно, и какой в происходящем российский интерес – предлагаем обсудить.

Всего Украине в наследство от СССР досталось 6 нефтеперерабатывающих заводов: два на западе страны (Надворнянский и Драгобычский НПЗ), два на юге (Херсонский и Одесский), два на востоке (Лисичанский в Луганской области и Кременчугский). Историю их постсоветского развития часто сравнивают с историей белорусских НПЗ – причём исключительно в пользу последних.

Действительно, Минск сделал ставку на технологическое перевооружение своих заводов, инвестировал в это немаленькие средства. И сейчас технологический уровень белорусских заводов сравним с лучшими российскими НПЗ (и намного превосходит «худшие»), а белорусские нефтепродукты активно экспортируются на восточноевропейский и тот же украинский рынок.

Напротив, на Украине вливать большие деньги в модернизацию НПЗ в условиях постоянной неопределённости и специфической украинской демократии владельцы предприятий опасались. В результате из шести НПЗ в настоящее время работает всего один – Кременчугский, контролируемый группой «Приват». Его уровень оснащённости наиболее высокий. Ещё три завода – два западноукраинских и херсонский – находятся в настолько слабом техническом состоянии, что о скором запуске речи не идёт. Кроме того, уровень серы в топливе, которое могут производить западноукраинские НПЗ, уже не удовлетворяет даже минимальные требования. В результате в ближайшей перспективе представляется разумным запуск только двух заводов – Одесского и Лисичанского («Линик»).

Одесский НПЗ до недавнего времени принадлежал «Лукойлу». В 2009 году компания остановила НПЗ на ремонт, но фактически – из-за убыточности переработки. Открыться после ремонта завод так и не смог. И вот совсем недавно был продан группе «ВЕТЭК» («Восточноевропейская топливно-энергетическая компания»).

Появление группы «ВЕТЭК», активно и стремительно консолидирующей самые различные активы в области энергетики, – само по себе в известном роде феномен, ставший объектом множества журналистских расследований на Украине (например – раз, два). Но является ли номинальный владелец «ВЕТЭК» владельцем реальным, или кто-то из высшего руководства страны за ним стоит, в данном контексте не так важно.

Но важно то, что «ВЕТЭК», похоже, действительно обладает серьёзными лоббистскими возможностями во властных коридорах на самом высоком уровне. Так как без подобных возможностей запустить одесскую переработку было бы непросто: учитывая объективно сложную ситуацию с техническим оснащением заводов, необходимо получить различные налоговые послабления.

Но ещё важней другой фактор. Дело в том, что второй причиной нерентабельности Одесского НПЗ, помимо слабого технологического оснащения, стала позиция «Укртранснафты», которая в 2010 году отказалась перекачивать нефть для Одесского НПЗ по «Приднепровским магистралям», то есть поставлять российскую нефть с севера на юг – в Одессу. В то же время альтернативные маршруты – поставки той же российской нефти, но морем или через реверс «Одесса-Броды» – делали функционирование завода убыточным для «Лукойла».

Сейчас «магистрали» работают с юга на север в пользу Кременчугского НПЗ. Теоретически – они должны транспортировать азербайджанскую нефть с моря в Кременчуг, но практически почти не используются. «Злые языки» ещё тогда говорили, что принятое в пользу Кременчугского НПЗ решение в первую очередь направлено на ограничение доступа Одесского завода к дешёвой нефти и, таким образом является банальной борьбой с конкурентом.

И вот – административный ресурс «ВЕТЭК» уже даёт о себе знать. «Укртранснафта» готова рассмотреть вопрос о новой переориентации «Приднепровских магистралей» – теперь они могут быть вновь запущены с севера на юг, то есть в пользу Одесского НПЗ.

Но остаётся ещё и Лисичанский НПЗ. В последние годы его владельцем была ТНК-BP. Год назад завод также остановился из-за убыточности. ТНК-BP рассматривала возможность продажи этого актива, но после того, как сама была куплена «Роснефтью», ситуация изменилась. «Роснефть» передумала продавать предприятие, и сейчас обсуждается возможность создания СП с тем же «ВЕТЭКом». Не исключено, что и Одесский НПЗ будет работать также по схеме СП с «Роснефтью». В таком случае российское присутствие в украинской переработке вскоре вырастет – и через использование российской нефти, и через непосредственное участие «Роснефти» в переработке.

Мы уже неоднократно формулировали мнение: нефтегазовый экспорт и создание СП российских компаний в зарубежье (особенно – в ближнем) нужно рассматривать как рычаг в проведении внешней политики, и в первую очередь – интеграционных инициатив.

В этом контексте представляется интересным понаблюдать как за будущим «Линика» и Одесского НПЗ, так и за источниками нефтяных поставок. Ведь помимо российской Urals, Одесский НПЗ теоретически может использовать и другую нефть, например азербайджанскую.

Впрочем, и тут появляются различные подводные камни. Дополнительный спрос на российскую нефть означает снижение украинского спроса на белорусские нефтепродукты, для выработки которых также используется российское сырьё. Ещё сложнее ситуация может стать в случае (пока – гипотетическом) вступления Украины в Таможенный союз. В любом случае очевидно: разворачивается новый интересный сюжет российско-украинских отношений, связанный не с газом, но с нефтью и нефтепереработкой.
http://www.odnako.org/blogs/show_25242/

Ссылки в статье
http://glavcom.ua/articles/9655.html (+-)
http://forbes.ua/business/1341072-rassledovanie-gazovyj-korol-vseya-ukrainy (+)


http://www.denga.com.ua/images/stories/x/972_2009/karta_nefteprovody.jpg
http://oilreview.kiev.ua/2013/04/09/rosneft-i-ukrainskaya-vetek-dumayut-o-sozdanii-sp-na-baze-lisichanskogo-npz/ (-)

Комментарии на odnako
— Ув. Александр, я бы чуть-чуть поосторожничал с намеками насчет «втягивания» — уж больно зыбко это украинское болото. Кто реально стоит за «ВЭТЕК»ом, большая загадка. И пусть он даже с суперадминресурсом, «Приват» ему спокойно жить не даст, как не дадут и украинские импортеры готовых нефтепродуктов — это ж такой ломоть хлеба с маслом мимо рта. И ОНПЗ, и ЛНПЗ критически зависимы от «трубы», вернее, от направления потока в ней, а это значит, что их в любой момент можно «взять за горло», причем таких желающих на Украине пруд пруди. И с этим даже гигант «Роснефть» не справится — в свое время Украина даже сверхвыгодный контракт на газ торпедировала. Пока на Украине не появятся здоровые политики, видящие перспективу, а не доллар в «кишени», ничего не изменится.
— Реально за «ВЕТЕКом» стоит сын Януковича, отсюда и весь «гешефт».
— Выгоду даже после ассоциации с ЕС власть предержащие (читай Семья) будут иметь по любому, уже подмяли под себя пассажирские и грузовые перевозки, облэнерго, связь, ТЭЦ, НПЗ, Крым, черноземы по тихому дербанят и т.д. и какая им печаль, что народ бедствует. Тем более народ молча терпит. У Баранчика на этот счет неплохая статья http://www.imperiya.by/authorsanalytics19-16229.html
— В любом случае очевидно: разворачивается новый интересный сюжет российско-украинских отношений, связанный не с газом, но с нефтью и нефтепереработкой.
Этот сюжет развёрнут уже очень давно. Тот же Кременчугский НПЗ был отобран Украиной у Татнефти лет 5 назад и Татнефть сейчас готовит иск по этому поводу на пару бакинских ярдов… Так что Роснефти лезть в какие то СП с украинской стороной не стоило бы, ибо чревато боком. Самые яркие примеры чреватости : Одесский и Кременчугский НПЗ, Лугансктепловоз. Может хватит наступать на украинские грабли?
— Такие риски существуют, конечно. Но, «Роснефть» и «Татнефть» это все же две большие разницы
— проблема в том, насколько я понимаю, что укр. рук-во фактически не может влиять на неблизких к нему олигархов. В новом сюжете, олигархи очень даже близкие. Но в широком смысле, согласен, в условиях укр. демократии — любые долгосрочные инвестиции с кем бы то не было на паях крайне рискованны. Собственно и в тексте об этом есть. Но пока вроде как инвестиции особенно не нужны. Вот если модернизацию начнут реальную — тут конечно гарантий хотелось бы. По большому счету то, и с ГТС то же самое.
— Все эти разговоры из серии «Экономика всё решит» — рецидив вульгарного неомарксизма.
Между тем, прежде чем заниматься «укреплением экономических связей», неплохо бы осознать, что успехи в укреплении экономических отношений, жизненно важном для наших государств, невозможны при сформировании враждебного отношения к этому процессу в общественном сознании. А ведь Украина, в отличие от Российской Федерации, имеет структурированную и жестко выстроенную идеологическую конструкцию, воспринятую властной элитой, созданную в институтах зарубежной диаспоры, и краеугольным камнем которой является лозунг «Геть від Москви! (Прочь от Москвы!)». Почему-то мало кто задумывается, что вовсе не злой волей отдельных чиновников объясняются сотни неработающих соглашений в рамках СНГ или тягомотина с созданием газотранспортного консорциума.

Мнения: Изменения в ближневосточной политике

28.01.2013
Исход войны в Сирии может серьезно повлиять на развитие европейского газового рынка. Стороны конфликта поддерживают две конкурирующие державы, которые рассчитывают проложить новый газопровод в ЕС через сирийскую территорию,— Иран и Катар. Судьба «Газпрома» и доходов российского бюджета во многом решается в битвах за Алеппо и Дамаск.

http://www.kommersant.ru/doc/2111080

02.04.2013
Катар открыто объявил о своих планах конкурировать с Россией на рынках газа в Южной Европе. Это было признано премьер–министром, мининдел страны Х.бен Джассемом на Дохийском энергетическом форуме института Брукингза 1 апреля, в ходе которого он заявил о необходимости связать газотранспортную систему Ближнего Востока, то есть таких газодобывающих стран как в первую очередь сам Катар, а также Египет, возможно Ирак и в будущем Иран, с газотранспортной системой Южной Европы, то есть Турции, Болгарии, Румынии, Венгрии, Албании, Греции, Хорватии, Италии и т.д.

Эти планы катарцы вынашивали давно и даже проводили тайные контакты на весьма высоком уровне с потенциальными участниками подобного газового «союза», в частности с Турцией и Ираном, еще в 2010-2011 годах. Однако в Дохе их тщательно скрывали. Официально катарцы заявляли, что основной акцент они намерены делать на поставках сжиженного газа (СПГ), причем на азиатские рынки. Велись переговоры и о строительстве терминалов по приемке катарского СПГ в Европе, включая Турцию, Грецию, Албанию, Польшу и даже Украину. Однако цена вопроса была слишком большой – для этого потребовались бы десятки миллиардов долларов инвестиций. Тут интересен скорее политический аспект. Ведь все указанные страны являются традиционными покупателями российского трубного газа. Это может означать лишь то, что Катар, который на словах говорил одно, на самом деле захотел выдавить «Газпром» с его традиционных рынков сбыта в Южной Европе.

Учитывая, что в Азии быстро растет спрос на СПГ из Катара, который уже заключил соответствующие крупные соглашения в последние 3 года с Индией, Пакистаном, Шри-Ланкой, рядом стран ЮВА, и проблем со сбытом газа у Дохи нет, объяснение столь ее необычному «движению» в Европу одно – сбить цену на российский газ и существенно уменьшить долю российских газовых поставок в Южную Европу. Вполне очевидно, что раз Дохе это не очень то и надо с коммерческой точки зрения, то остается только сделать вывод о том, кому выгодно наносить удар по российским энергетическим интересам в этом регионе. Ответ более чем прост – это нужно США и их союзникам в ЕС, которым давно уже хочется максимально сократить энергетическую зависимость Южной Европы и Турции от России, а заодно подорвать и ее политическое влияние в этом стратегически важном районе. А Катар стал лишь инструментом реализации этой цели.

Но экспорт СПГ быстро не нарастишь, учитывая необходимость гигантских инвестиций в морские терминалы по приемке сжиженного газа, мощности по его регазификации и строительство необходимых резервуаров для его хранения. Гораздо быстрее и дешевле доставлять газ потребителям по суше, тем более что климатические и рельефные условия на Ближнем Востоке делают строительство газопроводов значительно дешевле, нежели их прокладка по дну моря, как в случае с «Северным потоком» и «Южным потоком». Да и этот карликовый эмират совсем близок к Южной Европе: если на карте посмотреть, где находится Катар, а где – Сибирь и Ямал. А заодно можно по пути поставлять газ и другим потребителям, например Иордании и Израилю, о чем катарцы тоже вели закрытые переговоры.

Но на пути строительства этого газопровода встала Сирия. А ее территорию никак не обойти. Поэтому Дохе, которая до 2011 года не имела никаких проблем и противоречий с САР, и даже вкладывала в ее экономику существенные средства – более 8,5 млрд.долл., включая сектор туризма и недвижимости, — вдруг в течение нескольких недель меняет свою позицию и становится самым ярым участником антисирийской коалиции. И дело здесь вовсе не в общей линии по отношению к арабским «революциям» или личным конфликтам на уровне глав государств. Ведь Асад, в отличие от Каддафи, не говорил на саммитах ЛАГ в присутствии других арабских лидеров, что «эмир разжирел как бочка с нефтью и уже не помещается в кресле», или, в отличие от Мубарака, не заявлял о том, что «все население Катара можно разместить в каирском отеле Рамзес — Хилтон». Дело именно в том, что Дохе приказали «прорубить» газопровод в Южную Европу. И последнее заявления Х.бен Джассема сделано не случайно. Ведь в нем заложена и скрытая угроза в адрес России – дескать, будете поддерживать режим Б.Асада, то мы вас уберем с рынков газа Южной Европы. Хотя и без того ясно, что выдавливать Москву из этого региона будут в любом случае.

И тут встает весьма важный вопрос – а зачем тогда Катар пошел на создание Форума стран – экспортеров газа (ФСЭГ) в 2009 году, да еще разместив в своей столице его штаб-квартиру? Как представляется, в свете последних событий тут тоже не может быть сомнений. С одной стороны, чтобы «одурачить» Россию, делая вид, что создан некий механизм координации странами-производителями газа их политики на мировом и региональных рынках, включая ее ценовую составляющую и через некие устные джентльменские договоренности о том, чтобы не «заступать» на территорию друг друга. С другой стороны – чтобы получать максимальную информацию о намерениях России как крупнейшего производителя газа, и затем «докладывать» об этом своим американским покровителям. Ведь на мероприятиях подобного рода организаций всегда происходит доверительный обмен мнениями и информацией. Вот и получается, что не Россия стала ведущим членом ФСЭГ, а Катар, которой смог превратить эту организацию в «форум арабского большинства», способный заблокировать любое решение. А после смены режимов в Египте и Ливии у Дохи появились во ФСЭГ еще и мощные идеологические сторонники. Москва же, к сожалению, пока реально может рассчитывать только на поддержку Ирана, да и то относительную, и Алжира. Ведь ни у кого нет сомнений в том, что после Сирии Запад и ваххабитские монархии Аравии примутся и за «цветную революцию» в Иране.

Нельзя исключать, что в Дохе и Эр-Рияде захотят избавиться и от светского режима в Алжире, в котором радикальные и умеренные исламисты до сих пор имеют весьма солидные позиции. А что будет в Венесуэле – тоже влиятельном члене ФСЭГ – после смерти У.Чавеса, трудно сказать.

Поэтому не стоит делать иллюзий относительно Катара и его потенциальных инвестиций в Россию. Этот эмират сегодня существует и дальше будет укрепляться при поддержке США исключительно как главный газовый конкурент Москвы, сколачивая вокруг себя различного рода союзы для вытеснения нас с энергетических рынков Европы. Но пока держится законное правительство Асада, идти на открытую конфронтацию с РФ Доха боится. Хотя гадит и будет гадить России, давая деньги и оружие вооруженной сирийской оппозиции, а главное – торпедируя все мирные инициативы Москвы по мирному урегулированию сирийского конфликта.
http://www.ru.journal-neo.com/node/120700

03 апреля 2013
Тьерри МЕЙСАН, прогнозирует резкие и парадоксальные изменения ситуации в Ближневосточном регионе,
(в частности, публикации в номерах «Однако» 28 (137) от 8 октября 2012 и 02 (151) от 28 января 2013). Подробнее об этом он рассказывает в интервью Михаилу Леонтьеву.
http://www.odnako.org/magazine/material/show_24851/

Газопроводы Казахстана

CИНЕРГЕТИЧЕСКИЙ АТЛАС КАЗАХСТАН – 2011
3.5. Трубопроводный транспорт (стр. 99)
Газопроводы
Основным оператором газопроводов в Казахстане является АО «КазТрансГаз». «КазТрансГаз» входит в состав национальной нефтегазовой компании Казахстана «КазМунайГаз» и контролирует в республике основную сеть транспортных газопроводов протяженностью более 11 000 километров с годовой пропускной способностью до 190 млрд. кубометров. В настоящее время «КазТрансГаз» владеет магистральной газотранспортной системой, региональными распределительными газопроводами в шести областях, акциями энергетических предприятий страны.
— — — —
Казтрансгаз

Годовой отчет АО «КазТрансГаз» за 2011 год
http://www.kaztransgas.kz/article/23
http://www.kaztransgas.kz/files/KTG_god_otchet_2011_ru.pdf

Карта присутствия

http://www.kaztransgas.kz/business_map

1 — МГ «Оренбург-Новопсков»
2 — МГ «Средняя Азия-Центр»
3 — МГ «Макат-Северный Кавказ»
4 — МГ «Окарем-Бейнеу»
5 — МГ «Бухара-Урал»
6 — МГ «Жонажол-Актобе»
7 — МГ «Карталы-Рудный»
8 — МГ «Бейнеу-Шимкент»
9 — МГ «Казахстан-Китай»
10 — МГ «БГР-ТБА»


http://www.kaztransgas.kz/article/80

kommersant.ru: отношения Казахстана и России в нефтегазовой сфере

04.03.2013
На прошлой неделе в Москве прошло заседание Евразийской экономической комиссии (ЕЭК). Вице-премьер Казахстана Кайрат Келимбетов, представляющий Астану в ЕЭК и возглавляющий межправительственную комиссию с Россией, рассказал Александру Габуеву и Александру Константинову о новой формуле решения противоречий в сфере нефти и газа, будущем интеграции и проблеме космодрома Байконур.

К 1 мая Россия, Казахстан и Белоруссия должны завершить обсуждение проекта договора о Евразийском экономическом союзе (ЕЭС). Как идет эта работа?

В прошлом году был проделан довольно большой объем бюрократической работы по формированию содержательной части нашей интеграционной деятельности. Но необходимо сделать еще больше. Мы решили разделить процесс по созданию союза на два вопроса. Один — это кодификация юридической базы, второй — изучение новых направлений интеграции. Прежде всего мы должны продолжать работу по кодификации правовой базы. У нас есть ЕврАзЭС, а также более продвинутые интеграционные объединения — Таможенный союз, Единое экономическое пространство. Новый договор о ЕЭС должен свести все самые передовые интеграционные практики в один документ. Разумеется, когда юристы пишут документы, они что-то добавляют или улучшают. Это довольно долгая и рутинная работа. Второе направление — это уже конкретные интеграционные проекты. Очередной мозговой штурм прошел 27 февраля в Москве. В моем понимании интеграция подразумевает вынос всех скелетов из шкафов и их торжественное захоронение. Ведь, чем больше мы сближаемся, тем больше вскрывается «серых зон», непроговоренных деталей в сотрудничестве. Есть много процессов, которые действовали понятийно, но сейчас требуют описания. Понятно, что, когда эти процессы прописываются, происходят определенные изменения, меняются бенефициары. А, раз есть выигрывающие, есть и те, кто проигрывает. То, что было серым и неявным, вдруг становится явным и прозрачным, и вокруг этого возникает политизация. Так что наша ближайшая задача — как минимум проговорить и описать эти «серые зоны», а как максимум — расшить существующие проблемы через пакет соглашений.

Главный скелет в шкафу — это отношения Казахстана и России в нефтегазовой сфере?

Нефтегазовая отрасль по объему составляет до 25% нашей торговли. Это исторически обусловлено. 20 лет назад это была единая система, единый производственный цикл. Российская нефть по трубе шла на Павлодарский НПЗ, казахстанская нефть уходила в трубопровод Атырау—Самара. Когда что-то не склеивалось, проблемы снимались в ручном режиме через взаимные консультации. Хотя в итоге на сегодняшний день нет нормативной базы, где разрешение спорных ситуаций было бы доведено до автоматизма.

Казахстанское понимание базировалось на том, что дальше должно быть еще лучше, тем более если мы решили интегрироваться. Но в итоге дальше получается интересный результат. С одной стороны, правительство России начало делать ревизию того, каким странам РФ помогает, кого субсидирует, в том числе через цены на энергоносители: какие у кого закупочные цены по нефти и газу, кто за сколько продает их на мировом рынке. Такая ревизия — абсолютно корректная работа. Надо выяснить, как говорил Леня Голубков в рекламе МММ, кто халявщик, а кто партнер.

С другой стороны, мы начали переговоры по ТС и зоне свободной торговли. Если базовый принцип интеграции — отсутствие пошлин при торговле, их не должно быть ни в ТС, ни в ЕЭП. И если это правило распространяется на торговлю, то и на ее главную сферу — нефть и газ — оно тоже по логике должно было распространяться. Однако Россия предложила по углеводородам проводить диалог отдельно, поскольку нефть и газ — стратегический вопрос. Разумеется, мы уважаем решение наших партнеров и никакой трагедии из этого не делаем. Но раз нефтегазовая сфера не подлежит интеграции, тогда надо было четко прописать механизм работы. И тут возникли некоторые вопросы.

Правительства Владимира Путина и Карима Масимова (нынешний глава администрации президента Казахстана.— «Власть») договорились, что до 1 января 2014 года все нефтепродукты будут поставляться с пошлинами. Пошлина должна будет уплачиваться по специальной методике, главный принцип которой — потери российского бюджета от поставок нефтепродуктов в Казахстан, а не на экспорт будут компенсироваться встречными поставками казахстанской нефти. Цена вопроса — около $600 млн. А с 2014 года должен заработать беспошлинный режим своп-операций по нефти.

Почему методика расчета пошлины до сих пор не прошла утверждение в парламенте? Дело в дисконте, с которым Россия предлагает покупать казахскую нефть?

Сейчас ситуация такова, что российская нефть поступает на Павлодарский НПЗ с премией. Павлодар покупает эту нефть за такие деньги, как будто он покупает ее в Средиземном море. В свою очередь, российская компания, которая берет казахстанскую нефть и качает ее через трубопровод Атырау—Самара, также должна получать ее по такой же цене. Это справедливо. Однако пока российские компании не были заинтересованы в этом. Тут возникает разница в $40 за тонну, что для нас неприемлемо. Такую разницу невозможно объяснить ни в парламенте, ни в правительстве. Тогда мы начали предлагать различные варианты.

Например?

Например, создать СП в формате 50:50 на базе Павлодарского НПЗ с «Роснефтью» или любым оператором, которого назначит РФ. И если кто-то считает, что Павлодар получал незаслуженную маржу, то здесь мы бы делили прибыль 50:50. Наш нулевой вариант предполагал также пакетную сделку по газу. Было предложение также создать СП 50:50 между «Газпромом» и «Казмунайгазом» на базе Оренбургского ГПЗ. Схема предполагала, что мы поставляем газ в Оренбург с Карачаганакского месторождения.

Но в маркетинге газа вы уже участвуете — через «КазРосГаз», который создан «Газпромом» и «Казмунайгазом» на паритетных началах.

Сегодня мы задаемся вопросами: а какая справедливая цена на казахстанский газ? Мы поставляем в Оренбург 8 млрд кубометров, но большую часть забираем по своп-механизмам назад. Создали «КазРосГаз» на паритетных началах, но сейчас компания продает казахстанский газ по цене, которая ниже, чем закупочная цена «Газпрома» в Туркмении и Узбекистане. Ашхабад и Ташкент получают около $300 за тысячу кубометров, а мы — около $200. Получается дисбаланс. Собственно, наше пакетное предложение и было направлено на устранение асимметрии.

Ваше предложение не было принято?

Сейчас по итогам переговоров мы вышли на новую схему. По нефти мы договорились с 1 января 2014 года осуществлять своп на 7 млн тонн нефти. 7 млн тонн будут заходить на Павлодарский НПЗ из России, а 7 млн тонн нашей нефти по свопу будут уходить на Китай через нефтепровод Атасу—Алашанькоу. Соглашения будут подписываться на пять лет с возможностью продления, это хорошо с точки зрения стабильности. Оператором проекта будет «Роснефть», переговоры с казахстанским министром нефти и газа Сауатом Мынбаевым вел президент «Роснефти» Игорь Сечин. Мы ждали, что «Роснефть» скажет производить своп в направлении Атырау—Самара, но они предложили: «Алашанькоу». Нам это также выгодно, поскольку позволяет загрузить направление Атасу—Алашанькоу. Если 7 млн тонн уходят на Алашанькоу, тогда нужно будет внести корректировки в соглашение по нефтепроводу Атырау—Самара, так как туда не идет нефть, и у «Казмунайгаза» соответственно падает экспортная выручка. Но это наш вопрос. Это пока пакет предложений, который предварительно согласован на уровне компаний и энергетических ведомств. Понятно, что в окончательном варианте он должен быть одобрен на высшем уровне.

Как будет решаться вопрос по нефтепродуктам?

Там будет утверждена методика, но не будет никакого дисконта к цене. Мне кажется, что у «Роснефти» хватит влияния, чтобы вопрос о дисконте был снят. Добрая воля российских властей на это есть.

Какая схема договоренностей по газу?

Нужно учитывать, что к нынешнему моменту третья газовая фаза Карачаганака стала реальностью. Стоит вопрос, как перерабатывать и куда отправлять новые объемы. Сейчас у нас наконец-то возникло общее понимание, новую схему мы проговорили с «Газпромом», Минэнерго и Игорем Шуваловым. 16 млрд кубометров газа в год мы будем поставлять на Оренбургский ГПЗ на переработку, а потом забирать обратно. На 5 млрд кубометров мы поставим свой газоперерабатывающий завод на Карачаганаке.

В итоге планируемый газопровод на Астану пойдет все же из России через Карталы? Его не будут тянуть с Карачаганака?

Если нам удастся реализовать схему, о которой мы договорились, маршрут газопровода будет Тобол—Карталы—Астана. Вообще, чтобы была ясность: мы не в разводе, а, наоборот, намерены съезжаться. Просто надо четко зафиксировать контракт, чтобы избежать проблем в будущем.

Куда Казахстан денет 16 млрд кубометров газа, которые вы будете перерабатывать в Оренбурге? Внутренние потребности страны меньше.

В целом по газовому вопросу мы таргетируем китайский рынок. С 2010 года строится газопровод Бейнеу—Бозой—Шымкент, который является частью газопровода в Китай, идущего из Туркмении через Узбекистан и Казахстан. Мы договаривались, что 5 млрд кубометров мы по нему будем поставлять на юг Казахстана, а 5 млрд будут экспортными. В 2013-2014 годах участок Бейнеу—Бозой будет полностью закончен. При этом экспортная цена за тысячу кубометров на границе Китая будет минимум $300 — больше, чем мы пока получаем при варианте продажи через «КазРосГаз».

Означает ли новая схема, что Казахстан намерен сохранять зависимость от российских нефтепродуктов?

Мы в любом случае будем приветствовать диверсификацию. На сегодня у России более высокие экологические требования к топливу — стандарт «Евро-4». Марки «Евро-2» и «Евро-3» вам некуда девать, а у нас они пока принимаются. Поэтому мы полагаем, что объемы и цены на нефтепродукты будут разумными. Мы, в свою очередь, будем проводить реконструкцию Атырауского НПЗ, а также в Павлодаре и Шымкенте, чтобы иметь возможность самим перерабатывать свою нефть. Здесь, как говорится, ничего личного, только бизнес.

Что если описанную вами схему не удастся реализовать? Например, из-за сложной системы управления российским ТЭКом?

В любом случае мы должны эти вопросы проговорить и прояснить, где есть понимание, а где надо искать другие варианты. Я считаю, что по каждому вопросу или же по совокупности вопросов между нашими странами должна быть ясность и понимание, где это процесс интеграции, а где национальный интерес. Если это важно для страны, это нужно решать. Чтобы процесс двигался, мы предложили вести комплексный и прозрачный счет, чтобы не возникало недопониманий. Мы создали конструкцию, которая позволяет вести диалог по проблемам нефти и газа в комплексе. Например, казахстанский газ будет поступать в Оренбург. Там у «Газпрома» падающая добыча газа, но, так как мы модернизируем Оренбургский завод, он будет больше перерабатывать газа. Соответственно, предприятие будет платить налоги, решать вопросы по безработице. Это все было предложено посчитать в комплексе, сейчас рабочая группа считает. В итоге со стороны энергетических компаний ведут диалог Сечин и Мынбаев, а по вопросу макроэкономики — Шувалов с Келимбетовым. Такая структура себя оправдала, как результат сейчас мы пришли к новой схеме работы.

Но описанная вами схема еще не утверждена. Вдруг в России и Казахстане кто-то упрется, и договориться не удастся? Что случится тогда?

Я действительно опасаюсь более холодного варианта соглашения. Если стороны не придут к соглашению, то алгоритм наших действий очень прост. Мы будем заворачивать свою нефть на Павлодар. Будем быстрее модернизировать свои НПЗ, в том числе с помощью иностранных инвестиций и технологий. Будем больше заводить нероссийских нефтепродуктов, например по толлинговым схемам из КНР. Будем быстрее строить газопровод в китайскую сторону, а также собственный газоперерабатывающий завод. В принципе такая ситуация для такого крупного нефтегазового игрока, как Россия, ничего не значит. Для вашего ТЭКа это каких-то 3% их проблем.

Вопрос в другом, мы это не раз обсуждали с Игорем Шуваловым. Разумеется, разногласия по ТЭКу никак не отразятся на других вопросах интеграции. Но, все-таки ТЭК — это 25% нашей торговли. И тогда эта цифра будет снижаться. Тогда из модели нулевых до всяких ТС и ЕЭП в результате ускоренной интеграции мы попадаем в ситуацию, когда у нас товарооборот не растет. То есть мы из состояния «ЕЭП плюс», где есть интеграция и рост товарооборота, придем в ситуацию «ЕЭП минус» — интеграция и падение торговли. Возникает вопрос, насколько это соотносится с целью нашей интеграционной деятельности. Думаю, ответ очевиден. Три года назад мы говорили гражданам, что ЕЭП — это рынок на 170 млн человек, масса совместных проектов, у переговорщиков правительств была эйфория по поводу интеграции. А сейчас по многим вопросам создалось бюрократическое напряжение. Нам прежде всего нужна определенность. В двусторонних отношениях нам нужно получить синицу в руках. Договориться. Мы хотим быть партнерами, а партнеры — это не те люди, которые друг друга субсидируют. Мы за твердую математику, за понятный счет, за единую методологию. А потом, если захочется, достигнутый паритет уже можно улучшать на взаимовыгодных условиях. И если одна страна будет делать другой широкий жест, будет ясно. Тогда можно будет говорить и о том, как на этот подарок отвечать.

Бюрократическое напряжение, о котором вы говорите, вызвано не только вопросами нефти и газа…

Совершенно верно. Могу привести один пример. До создания ТС у нас была некая цена на потребительские товары. Сейчас она становится выше. Почему? Потому что мы вместе закрылись от Китая. Население резонно спрашивает: а зачем нам ТС, если цены на товары растут? А тут мы должны показывать выгоды. Отвечать, что мы вместе что-то строим и создаем, что-то совместное производим. У европейцев вот есть проект Airbus, хотя Франция и Германия наверняка могли бы производить самолеты поодиночке. А у нас есть такие проекты? Пока пара недостроенных автомобильных заводов. Должно быть что-то, что нас реально сближает. Например, в свое время космодром «Байконур» строили многие поколения советских людей. И сегодня космодром должен быть сплачивающим фактором в отношениях между нашими странами.

Полностью
http://www.kommersant.ru/doc/2137306

— — — —
Комментарий fad_gel
Полностью растворилась нефтяная труба до Самары на 15 млн т нефти в год.
Труба из Омска на Павлодар и далее через Атасу до Шымкента (по которой можно через Атасу прокачивать российскую нефть в Китай) тоже пропала. Из-за этого Шымкентский НПЗ посажен на китайский газопровод (sic!).
Газовой трубы с Карачаганака до Оренбурга тоже нет.
То есть на карте нет двух главных интриг в российско-казахстанских нефтегазовых отношениях: угроз сократить поставки газа на Оренбурсгкий ГПЗ, перекинув объемы в Китай, и маршрута транзита российской нефти в КНР через Казахстан.

eia.gov: U.S. crude oil production outlook

February 14, 2013

Short‐Term Energy Outlook Supplement: Key drivers for EIA’s short‐term U.S. crude oil production outlook (pdf)

Crude oil production increased by 790,000 barrels per day (bbl/d) between 2011 and 2012, the largest
increase in annual output since the beginning of U.S. commercial crude oil production in 1859. The U.S.
Energy Information Administration (EIA) expects U.S. crude oil production to continue rising over the
next two years.

U.S. crude oil output is forecast to rise 815,000 bbl/d this year to 7.25 million barrels per day, according to the February 2013 STEO. U.S. daily oil production is expected to rise by another 570,000 bbl/d in 2014 to 7.82 million barrels per day, the highest annual average level since 1988. Most of the U.S. production growth over the next two years will come from drilling in tight rock formations located in North Dakota and Texas.

Increasing tight oil production is driven by the use of horizontal drilling in conjunction with multi‐stage hydraulic fracturing, which provides both high initial production rates and high revenues at current oil prices. Additional technological and management improvements have increased the profitability of tight oil production, thereby expanding the economically recoverable tight oil resource base and accelerating the drive to produce tight oil. These technology and management improvements include, but are not confined to:

— Multi‐well drilling pads
— Extended reach horizontal laterals up to 2 miles in length
— Optimization of hydraulic fracturing through micro‐seismic imaging and enhanced interpretation
— Simultaneous hydraulic fracturing of multiple wells on a pad
— Drilling bits designed for specific shale and tight formations
— “Walking” drilling rigs

Further improvements in technology, such as selective fracturing along the horizontal lateral (the
horizontal section of a well) to avoid zero or low production stages, based on local geologic
characteristics, might further improve the economics of tight oil production.

Currently, the most important basins for production growth are:
— The Williston Basin in North Dakota and Montana, which includes the Bakken Formation
— The Western Gulf Basin in south Texas, which includes the Eagle Ford Formation
— The Permian Basin in West Texas and southeast New Mexico, which includes the Spraberry and Wolfcamp formations

At present, drilling activity is focused mostly on “tight,” or very low permeability, geologic formations, including shales, chalks, and mudstones. These formations are particularly attractive because the drilling and fracturing of long horizontal well laterals yields high initial production volumes and, therefore, strong cash flows.

kommersant.ru: Карта мирового нефтегазового экспорта

07.04.2010

http://www.kommersant.ru/doc/1347156/

Газопровод Дашава-Москва

«Нефть и газ России. ХIХ-ХХ вв.»
Схема газопровода Дашава-Киев-Москва. 1946 г.

http://www.rusarchives.ru/evants/exhibitions/oil_f/66.shtml

Постановление СМ СССР № 348 от 15 февраля 1948 г. «О мероприятиях по обеспечению ввода в экплуатацию газопровода Дашава-Киев в 1948 году.»

Постановление Совмина СССР от 15.08.1949 N 3466. О мероприятиях по обеспечению строительства первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва

Для обеспечения строительства первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва Совет Министров Союза ССР постановляет:
1. Обязать Министерство нефтяной промышленности (т. Байбакова):
а) выполнить в 1949 году по строительству первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва работы на участке протяженностью 70 км, включая сооружения переходов через реки на этом участке, в том числе через реку Днепр.
Строительство первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва начать от станции Боярка Юго-Западной железной дороги и осуществлять его в направлении г. Брянска;
б) закончить изыскательские работы по трассе и составление технического проекта первой очереди газопровода к 20 декабря 1949 года;
в) представить в 10-дневный срок Госснабу СССР заявку на технологическое, энергетическое и прочее оборудование и материалы, потребные на 1950 год для строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва, а также для бурения газовых скважин;
г) довести объем разведочного бурения на газ в западных областях Украинской ССР с 30 тыс. метров в 1949 году до 50 тыс. метров в 1950 году.
2. Включить в титульный список сверхлимитного капитального строительства на 1949 год по Министерству нефтяной промышленности строительство газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва с объемом работ в ценах 1949 года 45 млн. рублей, в том числе строительно-монтажных работ 30 млн. рублей, без изменения установленного по Министерству нефтяной промышленности плана централизованных капитальных работ на 1949 год.
3. Обязать Министерство нефтяной промышленности (т. Байбакова) увеличить объем нижелимитных централизованных капиталовложений по строительству газовых промыслов объединения «Укргаз» (строительно-монтажные работы) на 5 млн. рублей без изменения установленного по Министерству нефтяной промышленности плана централизованных капитальных работ на 1949 год.
4. Разрешить Министерству нефтяной промышленности израсходовать в III — IV кварталах 1949 года сверх установленного плана один миллион рублей по нецентрализованным капиталовложениям на приобретение конторского оборудования, хозинвентаря и мебели для строительства и дирекции строящегося газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва без изменения годового плана нецентрализованных капиталовложений.
5. Обязать Министерство финансов СССР финансировать капитальные работы, предусмотренные в п. п. 2, 3 и 4 настоящего Постановления, за счет ассигнований на капитальное строительство, предусмотренных Министерству нефтяной промышленности по плану на 1949 год.
6. Поручить утверждение проектно-сметной документации по газопроводу Дашава — Киев — Брянск — Москва Министерству нефтяной промышленности (т. Байбакову).
7. Обязать Министерство тяжелого машиностроения (т. Казакова) изготовить и поставить Министерству нефтяной промышленности для строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва газомоторные компрессоры мощностью по 1000 лошадиных сил каждый: в 1949 году — два компрессора, в 1950 году — двадцать восемь компрессоров и в I квартале 1951 года — четыре компрессора.
8. Обязать Министерство связи (т. Псурцева) выполнить по договору с Министерством нефтяной промышленности своими силами, оборудованием и материалами проектные работы, сооружение линий и монтаж станционных устройств воздушной селекторной и междугородной связи на участке газопровода Киев — Брянск — Москва с вводом всех сооружений в эксплоатацию в IV квартале 1950 года.
Министерству нефтяной промышленности (т. Байбакову) выделить Министерству связи для производства указанных работ подсобную рабочую силу и автотранспорт.
9. Обязать Госснаб СССР предусмотреть в плане распределения на 1950 год выделение Министерству связи по его заявке материалов и оборудования, необходимых для сооружения линий и монтажа станционных устройств воздушной селекторной и междугородней связи на участке газопровода Киев — Брянск — Москва.
10. Обязать Министерство речного флота (т. Шашкова) выполнить по трассе газопровода на участке Киев — Брянск — Москва по договору с Министерством нефтяной промышленности и в согласованные с ним сроки строительно-монтажные работы по сооружению переходов газопроводов и прокладке телефонного кабеля при пересечении рек с шириной зеркала воды свыше 20 метров, в том числе построить в 1949 году подводную часть перехода через р. Днепр.
Госснабу СССР в декадный срок рассмотреть потребность на 1949 год Министерства речного флота в оборудовании и материалах, необходимых для выполнения работ по трассе газопровода на участке Киев — Брянск — Москва по сооружению переходов трубопроводов и прокладке телефонного кабеля при пересечении рек, в том числе через реку Днепр, и предложения по этому вопросу представить в Совет Министров СССР.
11. Разрешить Министерству нефтяной промышленности:
а) разделить Управление строительства газопровода Саратов — Москва на две строительные организации — трест «Мосгазпроводстрой» с местонахождением в г. Москве и трест «Саратовгазнефтепроводстрой» с местонахождением в г. Саратове;
б) увеличить действующий штат Главнефтепроводстроя Министерства нефтяной промышленности на 10 человек сверх штатных контингентов центрального аппарата Министерства нефтяной промышленности;
в) организовать дирекцию строящегося газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва с местонахождением в г. Москве;
г) в связи с увеличением объема работ пересмотреть штатное расписание объединения «Укргаз» и его строительно-монтажные конторы;
д) организовать при управлении строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва отдел рабочего снабжения.
12. Обязать Государственную штатную комиссию при Совете Министров СССР (т. Мехлиса) в двухнедельный срок рассмотреть и утвердить штатные расписания организаций, предусмотренных пунктом 11 настоящего Постановления, сверх штатных контингентов Министерства нефтяной промышленности.
13. Распространить на работников трестов «Мосгазпроводстрой» и «Саратовгазнефтепроводстрой» и их строительные, сварочно-монтажные и подсобные организации должностные оклады, установленные для работников Управления строительства газопровода Саратов — Москва.
14. Выделить дополнительно Министерству нефтяной промышленности для работников строительства первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва 20 персональных окладов, из них 4 оклада по четыре тысячи рублей.
15. Разрешить Министерству нефтяной промышленности произвести затраты на перебазирование треста «Саратовгазнефтепроводстрой» в размере 200 тыс. рублей за счет ассигнований на операционные расходы, предусмотренные по балансу доходов и расходов Министерства нефтяной промышленности на 1949 год.
16. Обязать Киевский облисполком (т. Олейник), Брянский облисполком (т. Староторжского), Калужский облисполком (т. Симонова), Московский облисполком (т. Бурыличева) и Мосгорисполком (т. Селиванова):
а) произвести отвод земель по трассе газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва на период строительства в полосе шириной 20 метров, с отчуждением после окончания строительства полосы шириной 10 метров, а также под строительство сооружений на трассе, жилья и компрессорных станций, разрешив производство строительно-монтажных работ, с последующим оформлением отчуждения земель в установленном порядке;
б) обеспечить в первоочередном порядке строительство газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва кирпичом и другими местными строительными материалами;
в) оказать содействие трестам «Мосгазопроводстрой» и «Укргазнефтестрой» и дирекции строящегося газопровода в обеспечении жилой площадью рабочих и инженерно-технических работников, занятых на строительстве газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва, а также в выделении в населенных пунктах по трассе газопровода зданий для размещения строительных предприятий, складов и баз;
г) обеспечить в 1949 — 1951 гг. восстановление и содержание в исправном состоянии шоссейных дорог областного и районного значения, проходящих вдоль трассы газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва.
17. Разрешить Министерству нефтяной промышленности:
а) включить в генеральную смету строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва расходы на строительство и содержание временной телефонной, телеграфной и радиосвязи до ввода в эксплоатацию постоянной селекторной связи газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва;
б) включить в генеральную смету строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва расходы строительных организаций по аренде и приспособлению для нужд строительства и дирекции строящегося газопровода существующих зданий и сооружений;
в) включить в генеральную смету строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва затраты на перевозку рабочих к месту работ на расстояние свыше 3 километров, ассигнования на расходы по перебазированию на строительство газопровода механизмов, оборудования, транспортных средств и кадров по сметам, согласованным с Промбанком, без включения этих сумм в объем выполненных работ;
г) производить до 1 января 1950 года финансирование строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва по утвержденному проектному заданию и единичным расценкам, применяемым на строительстве газопровода Дашава — Киев, в ценах 1949 года;
д) использовать для строительства газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва оборудование, оставшееся от строительства газопровода Дашава — Киев;
е) применять на строительстве газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва прогрессивно-сдельную систему оплаты труда рабочих, занятых на строительно-монтажных работах, установленную Постановлением Совета Министров СССР от 15 февраля 1948 г. N 348, для строительства газопровода Дашава — Киев;
ж) разрешить Министерству нефтяной промышленности заселить своими работниками 50 комнат, из числа освобождаемых работниками Министерства нефтяной промышленности и его предприятий в домах Мосгорисполкома, в связи с их переездом на другое местожительство.
18. Обязать Министерство нефтяной промышленности (т. Байбакова), Министерство тяжелого машиностроения (т. Казакова) и Министерство электропромышленности (т. Кабанова) в месячный срок представить в Совет Министров СССР предложения об изготовлении для газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва 8 газомоторных электростанций мощностью 600 л.с. каждая, комплектно с электрогенераторами и щитом управления, из них 2 в 1950 году и 6 в 1951 году.
19. Утвердить:
а) мероприятия по материально-техническому обеспечению строительства первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва согласно приложению N 1 (не приводится);
б) мероприятия по обеспечению производства газомоторных компрессоров для строительства первой очереди газопровода Дашава — Киев — Брянск — Москва согласно приложению N 2 (не приводится).

Председатель
Совета Министров Союза ССР
И.СТАЛИН

Управляющий Делами
Совета Министров СССР
М.ПОМАЗНЕВ

Дашава — посёлок городского типа Стрыйского района Львовской области Украина.
ПГТ с 1948. Население 2336 человек (2001)

Расположен у подножья Карпат. Находится на расстоянии около 12 км от районного центра — города Стрый, в 6 км от железнодорожной станции Ходовичи (линия Львов — Ивано-Франковск). Через посёлок проходит автотрасса Стрый — Галич. Дашава упоминается в письменных источниках с 1448 года.

В начале ХХ века здесь было обнаружено месторождение природного газа. 18 апреля 1921 года в Дашаве была запущена первая газовая скважина. В 1922 году построен газопровод Дашава—Стрый протяжённостью 14 км. В 1929 году прокладывается газопровод длиной 68 км до Львова.
В советский период посёлок стал центром газовой индустрии Украины, тогда были проведены газопроводы: Дашава — Киев (1946—1948 — на то время самый мощный газопровод в Европе), Дашава — Москва (1951, 1300 км). В 1950-х — 1970-х годах были построены газопровоы Дашава — Минск — Вильнюс — Рига и другие.

Максимальная пропускная способность газопроводов — 5 млн м³ газа в сутки — была достигнута в 1959 году с пуском компрессорных станций в Тернополе, Красилове, Бердичеве и Боярке.

Центральный государственный архив научно-технической документации Украины

Выставки on-line / Газотранспортные пути Россия — Украина — Европа: проекты газопроводов в ЦГНТА Украины

Газопровод Дашава — Киев. Проектное задание. Паспорт проекта. Главная компрессорная станция. Разрез.

Газопровод Дашава — Киев. Проектное задание. Паспорт проекта. Газораспределительная станция. Перспектива

Газопровод Дашава — Киев. Проектное задание. Паспорт проекта. Газораспределительная станция. Разрез

65-летняя история «Киевгаза» неразрывно связана с газификацией Киева. В 1945 году Совет Министров СССР издал постановление о газификации украинской столицы в рамках большого проекта построения магистрального междугородного газопровода «Дашава — Киев». На исполнение этого постановления уже в 1946 году Совет Министров УССР создал трест «Киевгаз». В это время в Киеве начали работать конторы по эксплуатации и строительно-монтажным работам для строительства городских газораспределительных сетей и внутридомовой газификации. Собственно, это и стало началом развития столичной системы газоснабжения

Чтобы максимально задействовать киевлян во «всенародном строительстве газопроводов, местные власти развернули масштабную информационную кампанию: рассказывали о газификации через прессу, доски объявлений и витрины магазинов, во время массовых мероприятий.

В августе 1947 года работа по проектированию газового хозяйства активизировалась. Буквально в течение года в Киеве было построено почти 75 км уличных газопроводов и около 65 км ответвлений к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным объектам. А уже в сентябре 1948 года в домах киевлян запылали голубые огоньки. Первыми газ в свои дома получили жители, так называемого, дома Морозова на пересечении улиц Владимирской и Льва Толстого.

На то время трест «Киевгаз» включал в свой состав межрайонные хозрасчетные производственно-эксплуатационные конторы, службы газопроводов высокого давления, аварийную службу, автобазу и мастерские по ремонту газового оборудования. Коллектив треста насчитывал 120 рабочих и инженерно-технических сотрудников.

В общем 1948 год считается началом развития всей газотранспортной системы Украины, ведь газопровод «Дашава-Киев» тогда был самым мощным в Европе — его пропускная способность составляла около 2 млрд. куб. метров газа в год. В 1951 году газопровод продлили из Киева через Брянск до Москвы.

В июне 1950 года трест «Киевгаз» было переименовано в Управление газового хозяйства г. Киева, в 1975 году реорганизовалось в производственное объединение (ПО) «Киевгаз». В августе того же года для сосредоточения управления газобытовыми предприятиями и организациями в рамках единой республиканской организации было создано объединение «Укргаз», которому подчинился и «Киевгаз».

Основателями «Киевгаза» в период его создания и становления были Владимир Моисеевич Пенек, Ефим Григорьевич Флейшмахер и Владимир Федорович Шевченко.
http://www.kyivgaz.ua/ru/o-kievgaze/istoriya.html


1948 год – год окончания строительства первого крупного газопровода «Дашава-Киев» диаметром 500 мм с рабочим давлением 5,5 МПа принято считать началом развития газотранспортной системы Украины.
Бурное развитие газотранспортной системы приходится на середину 60-х годов. После ввода в эксплуатацию в 1967 году магистрального газопровода «Долина-Ужгород-Государственная граница» началась подача украинского, а потом российского газа в страны Центральной и Западной Европы. Это стало началом функционирования крупнейшего до сегодняшнего времени коридора по транзиту российского газа, а Украина стала одной из крупнейших транзитных стран.
http://www.utg.ua/ru/company/history/

Введенный в эксплуатацию в 1946-м магистральный газопровод Саратов–Москва из труб диаметром 325 мм и протяженностью 800 км явился первым в своем классе. Затем были построены крупнейшие магистрали: Дашава–Киев–Москва (1300 км).Наиболее крупными газотранспортными системами СССР шестидесятых годов были система Средняя Азия – Центр из труб диаметром 1020 и 1220 мм общей протяженностью около 5500 км и пропускной способностью 25 млрд. куб. м в год; экспортный газопровод «Союз» длиной 2750 км, а в 1984 году был сооружен наибольший по протяженности в мире газопровод Западная Сибирь – Франция. К 1950 году из 85 млрд. куб. м промышленных запасов (разведанных и освоенных) СССР на Украину приходилось 35 млрд. куб. м, на РСФСР – 42 млрд. куб. м.

С годами темпы трубопроводного строительства резко повысились. Так, газопровод Саратов–Москва строился 2,5 года, Дашава–Киев – 2 года; первая очередь газопровода Бухара–Урал протяженностью 2200 км с диаметром труб 1020 мм была построена в течение 2 лет, а первая очередь газопровода Средняя Азия – Центр протяженностью более 2700 км с диаметром труб 1020 мм сооружена за 1,5 года.

Наиболее известен газопровод Уренгой–Помары–Ужгород, который был построен в 1983 году. Протяженность этого магистрального газопровода – 4451 км, 1160 км которого проходят по территории Украины. Мощность его – 27,9 млрд. куб. м газа в год (проектная мощность – 32 млрд. куб. м в год). На трассе газопровода находятся девять компрессорных станций.

Общая протяженность магистральных газопроводов в СССР к 1970 году достигла 70 тыс. км. Мощные магистральные газопроводы экономически высоко эффективны, поэтому тенденция была направлена на увеличение их диаметра. Если к 1968 году максимальный диаметр труб, применяемый в США, составлял 1067 мм, в СССР – 1420 мм, средний диаметр в СССР 674 мм, в США – 410 мм. Строительство мощных газопроводов потребовало организации газовых промыслов с ежегодной добычей газа 50–100 млрд. куб. м. Суточная производительность скважины составляла 2–3 млн. куб. м.

Общая протяженность газопроводов Украины составляет 283,2 тыс. км, из них 246,1 тыс. км – распределительные сети и 37,1 тыс. км – магистральные трубопроводы, в том числе 14 тыс. км – трубопроводы крупнейшего диаметра (1020–1420 мм). Система объединяет 72 компрессионные станции (122 компрессорных цеха) и 13 подземных хранилищ с самым большим в Европе после России активным объемом газа – более 32 млрд. куб. м, или 21,3% от общеевропейской активной емкости. Украинские газопроводы соединены с магистральными сетями всех сопредельных государств: России, Белоруссии, Молдавии, Румынии, Польши, Венгрии и Словакии. Пропускная способность системы на входе составляет 290 млрд. куб. м в год, на выходе – 175 млрд. куб. м. Через систему газопроводов Украины осуществляется транзит российского газа в страны Европы, а также в южные регионы России. В 2007 году через украинские газопроводы в Европу было прокачано 120 млрд. куб. м российского газа.
http://mikle1.livejournal.com/322258.html

В 1951 г. в Предкарпатье добывали 42,2%, в 1957 г. — 26,4%, в 1965 г. — около 10% газа Советского Союза. В 1965 г. добыча газового топлива на западе Украины составлял около 19 млрд. м3. В 1960-е годы газовая промышленность начала интенсивно развиваться в пределах Днепровско-Донецкой впадины.


http://iv-g.livejournal.com/646993.html