Архив меток: нефть добыча текущая

Доклад Сечина на саммите глав энергетических компаний в рамках ПМЭФ

http://rosneft.ru/news/today/190620152.html
Доклад Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef1.pdf

Презентация к докладу Председателя Правления ОАО «НК «Роснефть» И.И. Сечина на Саммите глав энергетических компаний http://rosneft.ru/attach/0/11/99/spef2.pdf


Читать далее

Реклама

Добыча и себестоимость нефти

Не прошло и года, как Голдман кривую костов по добыче привел в соответствие с реальностью,
хотя судя по отчетам компаний это и в 2014 было уже ясно

Ну и в нефти мощный отскок происходил на фоне достаточно большого избытка предложения
нефти в 1 кв.


http://www.zerohedge.com/news/2015-05-19/oil-prices-will-fall-lesson-gravity

http://krv1975.livejournal.com/91179.html

— — —
Дополнение ardelfi: В оригинале есть ещё интересные картинки:
http://www.edisonthoughts.com/2015/05/whats-marginal-cost-of-oil-supply-60bbl.html

Exhibit 2: Breakevens of non-producing and recently on-stream oil assets

Source: Goldman Sachs Investment Research

Exhibit 3: Estimates of long-term breakeven costs for various project types

Source: Estimates of long-term breakeven costs for various project types

Exhibit 4: Continental Resources’ view on rates of return in the Bakken and SCOOP at various oil prices


Source: Continental Resources (April 2015). Note: CWC is completed well costs.

Exhibit 5: Shale break-evens show wide variations by play, sub-play and county

Source: Wood Mackenzie (March 2015). Note: Break-evens calculated as oil price required for a 10% IRR

Exhibit 6: Global liquids supply & demand – each year, new fields need to offset decline and rising demand

Source: Chevron (March 2015), from IEA World Energy Outlook

Exhibit 7: Declining production capacity by country in mb/d (2014 estimates) – more than half the world’s oil is produced from fields already in decline

Source: Credit Suisse estimates, based on Wood Mackenzie (January 2015)

Exhibit 8: Underlying decline rates of producing fields are typically 10-15%

Source: Credit Suisse estimates, based on Wood Mackenzie (November 2014)

Rate of return — In finance, rate of return (ROR), also known as return on investment (ROI), rate of profit or sometimes just return, is the ratio of money gained or lost (whether realized or unrealized) on an investment relative to the amount of money invested.

«Роснефть» назвала причины падения цен на нефть

Вице-президент и пресс-секретарь «Роснефти» Михаил Леонтьев назвал причины текущего падения цен на нефть. По его словам, снижение носит временный характер и может не отражать объективного тренда. Об этом Леонтьев заявил в эфире «Русской службы новостей».

В качестве одной из причин падения Леонтьев назвал то, что «Саудовской Аравии начала делать большие скидки на нефть». По мнению Леонтьева, скидки носят характер «политического манипулирования», которое «может плохо кончиться» для ближневосточной страны.

Вторым фактором падения цен, по мнению Леонтьева, стала «ворованная нефть ИГИЛ (экстремистская группировка «Исламское государство Ирака и Леванта» — прим. РБК), которая «поступает на рынок через Турцию и Израиль с тройным дисконтом».

Среди долгосрочных факторов, влияющих на падения цен на нефть, Леонтьев назвал появление большого количества американской нефти на американском рынке и «сланцевую революцию».

9 октября цена ноябрьского фьючерса на нефть марки Brent снизилась до $89,97 – так низко цена на этот сорт нефти не опускалась с июня 2012г. На нефть марки WTI цены опустились ниже $90 еще в начале августа, на новостях о росте запасов сырой нефти в США. Из-за роста предложения нефти на рынке цены на нее падают уже третий месяц.

11 октября глава департамента стратегического планирования Минфина РФ Максим Орешкин заявил, что нефть может на короткий срок понизиться до $80 за баррель. По словам Орешкина, если цена на нефть останется на текущем уровне, то, в соответствии с бюджетным правилом, будут использованы средства Резервного фонда. На 2015г. бюджет формировался исходя из цены на нефть $96 за баррель.

Глава «Роснефти» Игорь Сечин в конце сентября назвал цену в $90 за баррель «нормальной».
http://top.rbc.ru/economics/12/10/2014/543a6f07cbb20f8760877b56
— — — — —
i/ Снижение может быть временным, а может и нет.
Может сыграть роль замедление китайской экономики.

http://www.zerohedge.com/news/2014-10-06/china-one-chart

ii/ О скидках на нефть Саудовской Аравии впервые читаю.
Не мешает при этом указать, что Саудовская Аравия снижает добычу с августа 2014

iii/ «Ворованная нефть» ИГИЛ составляет всего 80 tbd

Много нефти у ИГИЛ не может быть, т.к. добыча нефти в Сирии (BP Statistical Review of World Energy 2014): 2011 г. — 327 tbd, 2012 — 171 tbd, 2013 — 56 tbd, а основная нефть Ирака добывается на территориях, контролируемых шиитами и курдами.

iv/ Одновременно растет добыча в Ливии, почти на 0.7 mbd

v/ Рост добычи в США, безусловно значим
.
Долгосрочным фактором наконец-то стала сланцевая революция 🙂
Но почему-то упускается тенденция к снижению цен на сырье, существующая уже более трех лет

tradingeconomics.com: Добыча нефти в Аргентине

Crude Oil Production in Argentina decreased to 515 BBL/D/1K in April of 2014 from 535 BBL/D/1K in March of 2014. Crude Oil Production in Argentina averaged 704.96 BBL/D/1K from 1994 until 2014, reaching an all time high of 855 BBL/D/1K in May of 1998 and a record low of 511 BBL/D/1K in April of 2011. Crude Oil Production in Argentina is reported by the U.S. Energy Information Administration.


http://www.tradingeconomics.com/argentina/crude-oil-production

— — —
27 Июнь 2012 Pan American Energy: Обзор компании http://iv-g.livejournal.com/700010.html
16 Март 2012 Экономика стран Латинской Америки http://iv-g.livejournal.com/622576.html
24 Февраль 2012 gapminder.org: Потребление энергии и душевой ВВП. Нефтедобывающие государства Латинской Америки http://iv-g.livejournal.com/609469.html
15 Июль 2011 MEA-1999: Южная Америка http://iv-g.livejournal.com/518615.html
15 Декабрь 2010 eia.doe.gov: Аргентина http://iv-g.livejournal.com/398045.html
07 Декабрь 2010 Аргентина, карта НГП http://iv-g.livejournal.com/391082.html

eia.gov: Sales of Fossil Fuels Produced from Federal and Indian Lands, FY 2003 through FY 2013

June 19, 2014

http://www.eia.gov/analysis/requests/federallands/

eia.gov: Wyoming, Gulf of Mexico dominate fossil fuels production on federal and Indian lands

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=17011

eia.gov: North Dakota and Texas now provide nearly half of U.S. crude oil production

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=16931

— — — — —
Правильнее назвать статью Техас и Северная Дакота.
В остальных регионах добыча не растет, хотя карта показывает ресурсы сланцевой нефти и в других штатах США 🙂

28 Ноябрь 2013 http://www.eia.gov: World Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources. 1. Обзор http://iv-g.livejournal.com/969742.html

Техас и прилегающие штаты относятся к главному НГБ США, аналог в России — Западная Сибирь.
Аналогом Баккена будет Восточная Сибирь — быстрый рост на слабой (относительно Техаса и Западной Сибири) ресурсной базе.

— — — — —

http://www.aei-ideas.org/2014/05/the-surge-in-us-shale-oil-has-offset-declines-elsewhere-stabilized-world-oil-supply-prevented-gas-prices-from-rising/

Диаграмма роста добычи в США не кажется закономерной, точнее устойчивой:
продолжительный спад 1994-2009, а потом быстрый рост, хотя рост цен на нефть шел с конца 2001 г.

А.Собко: Правда о 40 градусах. Почему США хотят экспортировать нефть, оставаясь её импортером

На прошлой неделе США разрешили двум компаниям экспортировать небольшие объёмы «сверхлёгкой» нефти. Это, в общем-то, даже не нефть, а конденсат, хотя он и используется при производстве нефтепродуктов и учитывается как нефтяная добыча. Но за этим не столь принципиальным для мировой нефтяной отрасли решением скрывается ещё один сюжет, который действительно связан с пока гипотетическим американским нефтяным экспортом и который действительно может повлиять на мировой баланс нефтяного предложения.

Сначала зафиксируем самые очевидные вещи. США в любом случае остаются чистым импортёром нефти (вторым на планете — совсем недавно Штаты обошёл Китай). И если какие-то объёмы будет решено экспортировать, это приведёт к дополнительному росту импорта. То есть ситуация отнюдь не аналогичная газовому рынку, где Северная Америка намерена стать нетто-экспортёром природного газа в виде СПГ.

Второе — хотя существует запрет на экспорт сырой нефти (через различные исключения около 250 тыс. баррелей нефти в день экспортируются в Канаду), законодательно разрешено экспортировать нефтепродукты (сейчас — это около 3 млн баррелей в день). Здесь мы видим ещё один фактор, из-за которого нефтяной рынок США (опять же в отличие от газового) уже сейчас интегрирован в мировые балансы спроса и предложения на жидкие топлива.

Почему же вокруг гипотетического нефтяного экспорта США такой ажиотаж? Дело в том, что внутренние цены на нефть (если говорить об основной марке WTI) примерно на 10 долл. ниже, чем среднемировые цены (Brent). Именно эту разницу в цене США (пока — гипотетически) и могут экспортировать на мировые рынки, немного снизив цены на нефть во всём мире. Казалось бы, пустячок, но это может привести к более серьёзным вызовам, что мы обсудим ближе к окончанию материала.

Ситуация, когда американские цены на нефть оказались ниже мировых, сложилась не сейчас, а ещё несколько лет назад, когда сланцевая добыча не оказывала столь существенного влияние на внутреннее американское предложение нефти. Казалось бы, парадокс — как такое может быть, если страна — импортёр нефти? Тогда разницу в ценах (дифференциал) было принято объяснять дефицитом трубопроводных мощностей в точке физической торговли WTI, в результате чего в регионе создавался избыток сырья, а цены снижались.

Сейчас появилась и вторая причина. В стране из-за сланцевой добычи появился избыток лёгких нефтей, которые ещё дешевле «базовой» американской WTI. Вероятно, они оказывают давление и на котировки WTI. Но здесь проблема более серьёзная. Соединённым Штатам сейчас просто не нужно столько лёгкой нефти.

Немного теории

Чем лёгкая нефть отличается от тяжёлой? В первую очередь числом атомов углерода в среднестатистической углеводородной молекуле, из которых и состоит нефть. Для лёгкой и «традиционной» нефти это может быть около 7–20 атомов, для тяжёлой — и больше 20. Для производства моторного топлива оптимальна «золотая середина». Поэтому слишком длинные цепочки на НПЗ расщепляют на несколько частей (крекинг), слишком короткие — подмешивают к другим компонентам при производстве товарного бензина (компаундирование).

Кроме того, необходимо вспомнить кое-что о т.н. «лёгких углеводородах» — промежуточных соединениях между традиционной нефтью (с 7–20 атомами углерода) и природным газом (метан, всего один атом углерода).

Это, во-первых, этан (С2), пропан (С3) и бутан (С4). Во-вторых, пентан (С5) и гексан (С6). Почему мы их разделили на две группы? В первую очередь потому, что учитываются они по-разному. Первые три вещества в американской статистике идут как Natural gas liquids, «жидкие фракции природного газа». Сфера их применения: нефтехимия, обогрев жилищ в удалённых районах, реже — моторное топливо (как, к примеру, в случае нашей пропан-бутановой смеси).

Напротив, пентан и гексан (т.н. natural gasoline или конденсат) учитываются в США вместе с сырой нефтью. Этот продукт ценный (и для нефтехимии, и для производства бензинов), поэтому торгуется [1] часто при ценах даже более высоких, чем сама нефть. В то же время в качестве моторного топлива (бензина) в чистом виде он не годится — возникают проблемы с октановым числом.

Источниками этих компонент (и С2-С4, и С5-С6) могут быть как газовые (оттого и название — конденсат или газоконденсат), так и нефтяные скважины.

Экспорт «условной» нефти

А теперь вернёмся к новости. Разрешение на экспорт выдано именно на конденсат (основные компоненты: пентан-гексан, или «ультралёгкая» нефть, как его ещё называли в новостных заметках). Но выделяют конденсат преимущественно при газовой добыче (где при атмосферном давлении компоненты конденсируются, то есть становятся жидкими). А в случае нефти эти компоненты хорошо себя чувствуют в смеси с более тяжёлыми нефтяными фракциями, и без необходимости их просто не будут выделять.

То есть разрешение [2] на экспорт (пока двум компаниям), которое было выдано, — фактически не на нефть, а на легкокипящие фракции, получаемые при добыче природного газа (правда, строго говоря, откуда компании будут брать конденсат — из нефтяной или газовой добычи — не сообщается). Первые поставки должны начать в августе. Пока объёмы невелики, хотя уже начались спекуляции о скором росте этого экспорта до 700 тыс. баррелей в день и даже 3 млн (столько конденсата США сейчас, естественно, даже не добывают).

Любопытно, что разрешение на экспорт выдано по формальным признакам. Чтобы отделить конденсат от других компонент, его нужно пропустить через соответствующие установки. Это и решили трактовать как переработку — а значит, появился нефтепродукт.

Что уже повлекло за собой выступления представителей других компаний, которые готовы подготовить по таким же формальным признакам свой конденсат. Но пропускать в этом случае для получения «экспортного продукта» через разделительные мощности добытчики хотят уже не газоконденсат, а лёгкую нефть.

Зачем Штатам экспортировать нефть и чем это будет вредно для нас

Но за этим, в общем-то, некритичным для нефтяной индустрии решением существует проблема более серьёзная. Весь рост добычи нефти в США идёт за счёт «сланца». Нефть, получаемая таким образом, как правило, лёгкая и очень лёгкая. А к такому сырью нефтеперерабатывающие заводы США оказались не готовы. Многие американские НПЗ заточены на средние и даже тяжёлые сорта нефти (ведь ожидается рост импорта тяжёлой нефти из нефтяных песков Канады, кроме того тяжёлая нефть идёт и из Венесуэлы).

Поэтому идея напрашивается очевидная. Продать на внешние рынки избыток лёгкой нефти (которая на мировом рынке заметно дороже, чем в США, — по указанным выше причинам) и взамен купить «обычной». Можно даже немного выгадать на разнице в цене. Почему же для нас здесь может таиться вызов?

Дело в том, что в случае разрешения на экспорт нефти из США внутренние цены на нефть сразу вырастут. Ненамного, вопрос максимум 10 долларов за баррель, так как различия здесь не такие, как в случае газового рынка, но тем не менее. Но это может привести к увеличению рентабельности сланцевой добычи и, как следствие, суммарному росту американской нефтяной добычи.

По оценкам IHS [3], в случае отмены запрета на экспорт добыча сырой нефти в США вырастет с 8,2 до 11,2 млн баррелей в день, а расходы Штатов на импорт нефти снизятся на 67 млрд долл. в год.

А вот фактический рост мирового предложения — на 3 млн баррелей в год — это уже безотносительно экспорта сам по себе серьёзный фактор влияния на мировые цены.

Конечно, исследование, вероятно, представляет точку зрения добытчиков. Как мы знаем, есть обоснованные сомнения, смогут ли США вообще в течение длительного времени наращивать сланцевую нефтяную добычу. В самих же США думают о другом — рост внутренних цен на нефть вызовет и увеличение цен на бензин. И хотя в целом для экономики решение об экспорте нефти может оказаться положительным, рядовой американец в первую очередь увидит новые ценники на заправке.

Тем не менее, здравый смысл в предложениях о фактическом «обмене» на мировом рынке ненужной лёгкой на нужную «среднюю» нефть очевидно присутствует. А потому не исключено, что мы вскоре увидим новые решения по экспорту — уже не только конденсата, но и нефти.

При этом понятно, что WTI никто не разрешит экспортировать. Если экспорт и будет реализован, то начнут с самых лёгких сортов нефти.

Внимание к плотности

Напомним, что «лёгкость» и «тяжёлость» нефти описывается через т.н. плотность в градусах API. Не будем вдаваться в подробности, как она вычисляется. Сейчас запомним главное. Лёгкой считается нефть с плотностью по API 35–40 и выше (самые лёгкие — API около 50). Соответственно, тяжёлые — меньше 35 (канадские битумы — плотность около 10).

Неслучайно именно сейчас американское Минэнерго подготовило небольшое исследование [4], дифференцирующее нефтяную добычу США по плотности и пытающееся понять, доля какой нефти будет увеличиваться в дальнейшем. Выводы предсказуемы: всё больше будет лёгких нефтей с API 45 и выше. Для сравнения, у WTI плотность по АPI около 40. Всё, что выше, уже представляет меньший интерес для американских НПЗ и, следовательно, может получить разрешение на экспорт.

В то же время нужно понимать, что здесь теоретически открываются возможности для манипуляций. Плотность нефти — это плотность смеси. И нефть средней плотности может быть как природного происхождения (где типовая углеводородная цепочка обычно средней длины), так и искусственно намешанная сумма тяжёлой нефти и, к примеру, того же лёгкого конденсата.

Кстати, именно так транспортируют тяжёлую канадскую нефть — смешивают её с конденсатом, который фактически используется в качестве растворителя. Это позволяет транспортировать такую смесь по трубопроводам или же облегчает наливные операции с ней. С ожидаемым увеличением добычи тяжёлых нефтей в Канаде возрастёт и спрос на конденсат. Поэтому в Канаде с большим воодушевлением восприняли [5] прогнозы о росте его собственной добычи, так как сейчас конденсат для этих операций приходится импортировать из других стран, в т.ч. и из США. Но этот сюжет скорее интересен как яркий модельный пример «игр» с плотностью, так как тут всё прозрачно и законодательно урегулировано.

Но ясно, что соблазны смешивать слишком лёгкие и слишком тяжёлые фракции, чтобы выдать их за среднестатистическую нефть, остаются. Поэтому EIA специально указывает, что старается собирать данные по сырью, получаемые непосредственно на скважине.

Почему сланцевая нефть взрывается?

Если же возвращаться к сланцевой добыче в США в контексте плотности нефти, то тут уже сейчас возникают вопросы.

Как известно, некоторое время назад цистерны, транспортировавшие сланцевую нефть из Северной Дакоты (месторождение Баккен), стали взрываться. Вроде как было проведено расследование, а опрос экспертов показал [6], что основная причина — высокое содержание летучих компонент, газов, а сверхлёгкая нефть с месторождения является фактически чуть ли не газоконденсатом (так и написано — см. ссылку). Причём проблема характерна не только для Баккена, но и для других сланцевых месторождений. Всё это неудивительно и как раз полностью описывается логикой нашего материала.

Но вопросы тут возникают.

Во-первых, какие летучие компоненты приводят к взрывам? Просто слишком высокая доля низкокипящих фракций (С5-С6) или наличие фактически газов (С3-С4), которые могли «забыть» удалить перед отгрузкой. Ведь идёт сланцевая лихорадка, а нефтеподготовкой нужно заниматься, закупать оборудование. Плюс к тому, сохранить в нефти дешёвые летучие компоненты (например, бутан) — выгодно, так как отдельно его продать удастся значительно дешевле, да ещё потратиться на разделение и отдельную транспортировку.

Возникают и другие вопросы. Как указано в исследовании EIA, сейчас основная часть добычи на Баккен — это нефть с API 40–45. То есть, никаким чистым конденсатом здесь и не пахнет (для конденсата плотность обычно не определяется, но если подойти формально, то для гексана (C6) плотность по API составляет около 80). Просто лёгкая и даже не сверхлёгкая нефть.

Но если нефть с Баккен действительно имеет плотность около 40–45 (немногим легче WTI) и при этом взрывается, это означает, что наряду с лёгкими компонентами, которые заметно увеличивают API смеси, там содержится и много, наоборот, очень тяжёлых компонент.

Пока вопросов здесь больше, чем ответов. Но как представляется, тема, связанная с качеством американской сланцевой нефти (в контексте и стандартизации, и возможного экспорта), станет в ближайшее время достаточно горячей. А значит — появятся подробности, которые позволят ответить на эти вопросы. Мы будем следить за развитием событий.
http://aftershock.su/?q=node/240986
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-40-gradusah-pochemu-ssha-hotyat-eksportirovat-neft-ostavayas-eyo-importerom/

Источники
1. http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-ngl-prices.pdf
2. http://online.wsj.com/articles/u-s-ruling-would-allow-first-shipments-of-unrefined-oil-overseas-1403644494 [подписка]
3. http://www.ihs.com/info/0514/crude-oil.aspx
4. http://www.eia.gov/analysis/petroleum/crudetypes/
5. http://www.reuters.com/article/2014/06/06/canada-oil-condensate-idUSL1N0OJ0ZR20140606
6. http://1prime.ru/oil/20140625/787281900.html

Petroleum resources on the Norwegian continental shelf 2014, Fields and discoveries: Запасы и добыча

http://npd.no/en/Publications/Resource-Reports/2014/
http://npd.no/Global/Engelsk/3-Publications/Resource-report/Resource-report-2014/Resources-2014-nett.pdf

eia.gov: US liquids (petroleum) production projected to outpace both Saudi Arabia and Russia in 2014

Argus Americas Crude Summit
January 22, 2014 | Houston, TX

http://www.eia.gov/pressroom/presentations.cfm
http://www.eia.gov/pressroom/presentations/sieminski_01222014.pdf

Биржевые котировки: Роснефть, Газпром, Exxonmobil, Petroleo Brasileiro S.A. — Petrobras


http://www.bloomberg.com/quote/XOM:US/chart

Статистика добычи Petrobras


http://www.investidorpetrobras.com.br/en/operational-highlights/production/monthly-crude-oil-and-natural-gas-production-in-brazil-and-abroad/monthly-crude-oil-and-natural-gas-production-in-brazil-and-abroad.htm

— — — — —
i/ Думал, что ниже Газпрома никакая нефтегазовая компания не может упасть, а оказывается нет предела глубинам фондового рынка 😦

ii/ Maersk Takes $1.7 Billion Writedown on Brazil Oil Assets

A.P. Moeller-Maersk A/S (MAERSKB) said its oil and gas business will take a $1.7 billion writedown on its assets in Brazil, becoming the latest explorer to draw a blank in the country’s energy boom.

Maersk in 2011 purchased stakes in three oil blocks in Brazil for $2.4 billion, which it has now written down to $600 million, it said in a statement. The Copenhagen-based company, which said it will ax plans to acquire the operatorship of the three fields, maintained 2014 guidance for an “underlying profit” of about $4 billion.

After state oil company Petroleo Brasileiro SA (PETR3) made several massive offshore discoveries, explorers rushed to acquire Brazil assets. Results have been mixed. BP axed staff after poor exploration results and OGX Petroleo & Gas Participacoes SA (OGXP3) went bankrupt when fields failed to perform as expected. While others including Repsol SA (REP) and BG Group Plc (BG/) have had more success increasing production, Petrobras has become the world’s most indebted oil explorer through a $220 billion plan to develop fields.

The investment “was made at a time when the outlook for the oil industry and oil prices were more positive than today and we had growth ambitions for our Brazilian oil business,” Chief Executive Officer Nils S. Andersen said in the statement. “It’s of course clearly unsatisfactory that the oil volumes in the acquired fields Itaipu and Wahoo after appraisal drilling has proved to be in the low end of our original expectations.”

Wahoo Field

The Danish company sold a stake in the producing field Polvo to the operator, HRT O&G Exploracao e Producao de Petroleo Ltda., and is writing down the value in the other two fields, Wahoo and Itaipu, which are being planned for development. Wahoo is operated by Anadarko Petroleum Corp. (APC) and BP manages Itaipu.

“Maersk Oil now expects that these plans will result in a lower value than originally anticipated as the appraisal drilling performed have come out at the low end of the original expectations and additional adverse impacts from increased development costs and lower oil price also must be expected,” Maersk said.
http://www.bloomberg.com/news/2014-07-08/maersk-takes-1-7-billion-writedown-on-brazil-oil-assets.html

iii/ P/E http://finviz.com/map.ashx?t=sec&st=pe

Квартальные отчеты американских компаний тоже не блестящи по добыче и результатам операционной деятельности:
iii.i/ сказывается снижение цен на нефть с 2012 г
iii.ii/ убытки от сланцевых активов и других неудачных вложений
iii.iii/ распродажа активов
iii.iv/ рост цен на газ в США улучшает ситуацию, но до полного выздоровления еще далеко, тем более, что цены на газ опять падают

iv/ Падение цен на газ как индикатор экономического кризиса или как свидетельство перехода на уголь?
Скорее всего, первое http://www.zerohedge.com/news/2014-07-10/11-disturbing-charts-about-chinese-economy

С.Г.Кара-Мурза: Нефтяная и газовая промышленность

http://problemanalysis.ru/white-book/wbook_30.html

За 1960–1970-е годы в РСФСР был создан мощный нефтедобывающий комплекс, так что в 1980-е годы добыча поддерживалась на уровне 550–570 млн т.

В годы реформ объем добычи упал до 301 млн т в 1996-м, а затем, начиная с 2000-го, поднимался — до 470 млн т в 2005-м, 505 млн т в 2010-м и 523 млн т в 2013 г. То есть был достигнут уровень добычи конца 1970-х. Динамика добычи такова:

При этом в годы реформы вплоть до 2001 г. происходило падение производительности труда в отрасли. В 1980 г. на одного занятого в нефтедобыче работника приходилось 5,5 тыс.т добытой нефти, на начало перестройки в 1985 г. — 4,4 тыс.т, в 1990 г. — 3,8 тыс.т.

В годы радикального реформирования отрасли началось резкое снижение производительности: в 1995 г. — 1,4 тыс. т, в 2001 г. — 1 тыс. т добытой нефти на работника отрасли, т.е. ниже уровня конца 1950‑х. Динамика производительности труда в нефтедобыче такова:

аким образом, несмотря на существенный технический прогресс, который имел место в отрасли за 1990-е годы, расчленение большого государственного концерна и передача этой рентабельной отрасли российской промышленности в частные руки привели к падению главного показателя эффективности производства в 3,75 раза (В 1990 г. в нефтедобывающей промышленности действовало 69 организаций, а в 2004 г. — 637).

Лишь с 2002 г. положение стало выправляться. В расчете на одного работника в 2010–2013 гг. добыто 3,3–3,5 тыс.т нефти, т.е. почти восстановлен уровень 1990 г. в 3,8 тыс.т.

В годы реформ в России, и при сокращении, и при восстановлении добычи нефти, доля экспорта нефти и нефтепродуктов увеличивается. Если в 1990 г. на экспорт в виде нефти и нефтепродуктов отправлялось 31,1% всей добытой нефти (в целом из СССР — 27,8%), то в 1995 г. — 56,2%, в 2000 г. — 63,9%, в 2005 г. — 74,4%, в 2010 г. — 78,9%, в 2011 г. — 77,7%, в 2013 г. 70%.

Соответственно, втрое сократилось внутреннее потребление нефти и нефтепродуктов: если в 1990 г. для внутреннего потребления их оставалось 2,4 тонны на душу населения, то уже в 1995 г. — 928 кг, а в 2010 г. — 746 кг, т.е. это менее трети от того, чем располагал житель РСФСР в 1985–1990 гг:

При этом глубина переработки нефти увеличилась за 1990–2012 гг. незначительно — с 67% до 71,5%.

Энергоносители, минеральные удобрения и металлы (их тоже можно считать материализованной энергией) являются главными статьями российского экспорта, необходимого для обслуживания импорта и внешнего долга. Поэтому возможности снижения экспорта энергоносителей не предвидится. За исключением природного газа, доля потребляемых страной основных топливно-энергетических ресурсов в первые 20 лет реформ неуклонно снижалась.

За 1970–1980-е годы в РСФСР был создан мощный комплекс по добыче и транспортировке природного газа — разведаны и обустроены месторождения, подготовлены кадры и вспомогательные производства, построены газопроводы. Более 75% от имеющихся сегодня на территории РФ магистральных газопроводов построено в советское время — на 2010 г. из имевшихся 168 тыс. км магистральных газопроводов в годы реформ построено было 38,7 тыс. км газопроводов магистральных и отводов от них. Добыча газа мощно росла в стабильном ритме с 1974 по 1990 г. и увеличилась за это время более чем в 6 раз. В годы реформы этот рост прекратился и стабилизировался на уровне ок. 650 млрд куб.м:

Практически все годы реформ Россия продержалась на природном газе, на экспорт поставлялось и поставляется около 30% добытого газа (в 2010–2011 гг. — 26,7–27,2%, в 2013 г. —30%). В 1992–2013 гг. потребление газа в РФ существенно не изменялось — колебалось в пределах 1,13…1,45 тыс.куб.м на душу населения (в 2010-2011 гг. — 1,22–1,27, в 2013 г. — 1,43).

В перспективе возможности значительного роста добычи малы, т.к. с конца 1980-х годов глубокое разведочное бурение на нефть и газ резко сократилось:


http://sg-karamurza.livejournal.com/186018.html

Цены и добыча нефти

euanmearns.com: Global Oil Supply Update July 2013

Инвестиции
Douglas Westwood: Пик традиционной нефти пройден в 2005
IEA: Инвестиции, требуемые в мировую энергетику до 2035 года
eia.gov: Global upstream oil and gas spending continues to favor exploration and development
carbontracker.org: Оценка финансового риска капитальных вложений в добычу нефти
cges.co.uk: Разведка и добыча является основным бенефициаром всплеска цен на нефть

What Oil War Premium?

Новости добывающих стран
http://newsland.com/index/news/tag/1147/

ОПЕК
Шесть месяцев назад в ОПЕК опасались возможного избытка нефти на рынке ввиду бума добычи сланцевой нефти в США. Однако в настоящее время беспокойство картеля связано с более краткосрочным фактором. В ОПЕК озабочены тем, как компенсировать нехватку ливийской нефти в период роста спроса и увеличения напряженности между Россией и Западом
ОАЭ к 2017 году увеличат добычу нефти на 25% с 2,8 млн баррелей в сутки до 3,5 млн баррелей в сутки, рассказал в интервью ИТАР-ТАСС министр энергетики ОАЭ Сухаил Мохаммед Фараж Аль Мазруэй

Саудовская Аравия
spydell: Саудовская Аравия и нефть
Саудовская Аравия не станет задействовать 100% своих дополнительных мощностей по добыче нефти в случае нарушений поставок нефти из Ирака
Cаудовский министр по энергетике Али аль-Наими заявил сегодня 12 мая, что его страна может вмешаться и увеличить добычу нефти, чтобы компенсировать любые нехватки сырья, связанные с российско-украинской напряженностью
http://www.eastmonarchy.ru/anonsi/neftyanaya-voyna-protiv-rf-obyavlena-saudovtsami-i-amerikantsami

Ирак
http://iv-g.livejournal.com/1055112.html http://iv-g.livejournal.com/1055575.html
Иран готов компенсировать снижение объемов нефтедобычи в Ираке
Президент Иракского Курдистана Масуд Барзани заявил о том, что курды будут добиваться своей независимости на фоне распада Ирака

США
США: Падение выработки сланцевой нефти и газа идет с ГИГАНТСКИМ ускорением
eia.gov: Tight oil production pushes U.S. crude supply to over 10% of world total
Одним из основных источников роста мировой нефтяной отрасли является добыча сланцевой нефти в США, отмечает ОПЕК. Однако добыча сланцевой нефти в Америке будет расти лишь до 2017 г., а после 2018 г. начнет сокращаться

Россия
Добыча нефти в России увеличилась в в январе-мае 2014 г на 1,1%
«Нефтегазовая Вертикаль», №12/2013: Перспективы нефтедобычи в ХМАО-Югре
Россия: Запасы нефти, поиски и разведка
Три сценария для бюджета
Совет Федерации поддерживает предложение об установлении нулевой ставки налога на добычу полезных ископаемых
Рост добычи нефти в России замедлился и может вовсе остановиться, если добывающие компании не будут развивать геологоразведку, заявила 23 апреля на выездном заседании комитета Совета Федерации по экономической политике в Тюмени спикер верхней палаты Валентина Матвиенко
http://kn51.ru/news/society/economy/2014/4/30/rost-dobychi-poleznyh-iskopaemyh-v-rossii-zamedlilsya.html
Минфин предлагает снизить экспортную пошлину на нефть более чем вдвое уже в 2016 году
Минфин и Минэнерго пошли на уступки «Роснефти». Минфин и Минэнерго России согласовали новые параметры налогового маневра в нефтяной отрасли. выгодный для нефтегазовых компаний маневр приведет к выпадению доходов бюджета. Прошлый вариант налоговой реформы резко раскритиковал глава «Роснефти» Игорь Сечин, после чего ведомства пересмотрели параметры маневра
Сергей Донской: Правительство обсуждает возможность вычетов на геологоразведку из НДПИ
All You Need To Know About Russia, In Charts
Трое в лодке и Украина http://ima-analysis.ru/analytics/628.html http://ima-analysis.ru/analytics/617.html
Падение рубля и рост цен на нефть принесут бюджету России 760 млрд руб.
Улюкаев предложит Ирану торговать нефтью в обмен на строительство железных дорог

Китай создает нефтяные резервы при высоких ценах. К чему бы это
По итогам первых пяти месяцев текущего года Китай импортировал 128,7 млн тонн сырой нефти, что на 11,1% больше, чем год назад. В самом же мае импорт составил 26,08 млн тонн — рост на 8,9% по сравнению с тем же периодом прошлого года. Рост очень существенный, особенно на фоне того, что китайская экономика скорее замедляется, чем ускоряется.

Прогнозы
МЭА повысило прогноз спроса на нефть в 2014 году
Перспективы товарного рынка – глобальный тренд начался?
«К 2020 году нефть может стоить $150-170 за баррель»
Президент России Владимир Путин уверен, что углеводородное сырье не будет дешеветь, потому что хоть запасов и много, но они уже являются трудно извлекаемыми
Теория заговора: почему Россию не удастся наказать снижением цен на нефть
Экс-директор ЦРУ предложил надавить на Кремль, обесценив нефть
http://ria.ru/cj_analytics/20140614/1012361046.html

IV_G, 18 Апрель 2014, О текущих ценах на нефть http://iv-g.livejournal.com/1023854.html
Выводы
— В 2012-2013 годах резкие падения цен, выходившие на минимум к середине лета начинались уже в начале апреля
— Аналогичное резкое падение было в начале апреля 2014 г., но не реализовалось
— ОПЕК после 2012 г. постепенно сокращала добычу, рост приходился на другие страны, включая США и РФ.
— Ухудшение финансового положения нефтяных компаний в США на фоне роста добычи и снижения ценовой волатильности
— логичным выглядит рост цены WTI к уровню 110 $/баррель и закрепление около него.
— вероятно, уровни роста WTI и газа в США взаимосвязаны, если больше вырастет цена нефти, то можно больше придержать цену газа и наоборот. Варианта придержать то и другое нет.

напряженная политическая обстановка вокруг Украины:
— на ближайшие 2-3 месяца будет толкать цены вверх
— делает возможными резкие скачки цены нефти Brent, в т.ч. вниз, вынося шортистов, но они будут не продолжительны
— выгодна для обоснования роста цен на нефть и газ 🙂
— вероятно закрепление цены нефти Brent на новых уровнях порядка 113 $/баррель

— — — — — —

Выводы новые
— выводы апреля подтвердились, не столько из-за обострения в связи с Украиной, сколько из-за Ирака. На момент прогноза выводы по обострению на Украине были верны, разворот произошел 25 апреля-5 мая: Ссылка 1, Ссылка 2. Острая фаза в связи с Украиной миновала, но угрозы санкций против России остаются

— Украинские события несут отпечаток внешнего влияния. Неполный перечень темных вопросов
— События, связанные с бегством Януковича: игра по правилам резко сменилась на игру без правил
— События в Крыму (в меньшей степени) и события в Донбассе (почти полностью) вызваны деятельностью россиян, связанных с зарубежными ТНК
— Обострение в Ираке случается в тот момент, когда не смотря на все попытки спровоцировать Россию на ввод войск, провокации не удаются

Фундаментальные факторы, представленные на первых двух рисунках остаются: плато традиционной нефти и рост добычи за счет нетрадиционной
— Как выглядит мировая добыча


http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/pdf/sec11.pdf

— В Ираке боевые действия ведутся сейчас на территории суннитов, где нет крупных месторождений в отличие от шиитского юга и курдского севера
— В России хорошую картину роста добычи дают буквально 1-3 новых месторождения, включая Ванкор
— Растет обеспокоенность правительства РФ: новые налоговые льготы по добыче (новые регионы, нетрадиционная нефть (Баженовская свита), шельф).
— В условиях стагнации и слабого падения цен на нефть в 2012-2013 нефтяниках как в РФ, так и в других странах все труднее добывать нефть, расходы растут, доходы растут куда хуже. И это происходит в условиях стагнации и слабого падения цен на нефть (109.45$/bbl (2012) — 105.21$/bbl (2014)).
— Падение до 80$/bbl если рассматривать годовую цену, а не падение на срок до 1 месяца, выдавит с рынка часть нетрадиционной нефти и даже часть традиционной, которую добывают при помощи МУН. Соответственно цены автоматически растут. Саудовский трюк 1985-1986 гг. провернуть не удастся, да и само значение крайне преувеличено. Саудовский трюк не удастся в том числе из-за роста численности населения почти в 2 раза и угрозы продолжения «арабской весны» в Саудовской Аравии.
— Сдерживание сырьевых цен бьет по добыче нефти, но это не может продолжаться долго, дольше 3-4 лет максимум
— в США:
Природный газ: куда более острая ситуация с падением цен завершается сейчас возвращением к норме, цена газа растет.
Уголь: ситуация гораздо хуже, самые низкие цены среди ископаемых топлив в расчете за Btu, добыча падает с 2012 г.

— Возникает дилемма: поддержка роста экономики в США и ЕС требует дешевого сырья, но низкие цены на сырье угнетают добывающие компании. Лучше всего в той ситуации чувствует себя Китай, он просто отоваривает свои ЗВР, имея неплохой рост.

— В российском правительстве видны метания в виду ухудшения ситуации:
i/ аналитики все время пугают обвалом цен на нефть до 80$/bbl, хотя никаких реальных предпосылок нет
ii/ в ожидании обвала складируют рубли в резервный фонд, иссушая экономику, мешая ей слезть с нефтяной иглы. Попытки обойти «бюджетное правило» не системны и несут значительные риски нецелевого расходования
iii/ желание сохранить сложившуюся бюджетную модель ведут к ее разрушению, поддержка добычи за счет снижения налогов на нефтянку и увеличение их для остальной экономики будет сродни еще одному «бюджетному правилу», иссушающему экономику
iv/ Выходом был бы переход с саудовской на американскую модель наполнения бюджета, когда бы добыча стимулировала промышленность.
Но в условиях ставки российских нефтегазодобывающих гигантов на транснационализацию, а правительства на их приватизацию, и сохранение сырьевой модели экономики, стимул для российской промышленности и НИОКР будет мал. Положительную роль, что парадоксально, могли бы сыграть санкции против нефтегазового сектора РФ, которые бы обратили постоянное внимание на внутреннее развитие, а также бы ограничили бы возможности роста добычи и поддержания добычи, что повлекло бы уменьшение предложения нефти на рынке.
v/ Рост цен на нефть и девальвация рубля могут на какое-то время 1-2 года снять остроту проблем и сохранит нынешнюю экономическую модель, что, однако, никак не отменяет проблем извлечения запасов в осложненных условия, а только из откладываетю

— Логично было бы допущение (по самому умеренному сценарию) небольшого роста цен, так чтобы среднегодовые цены на
Brent около 113 $/bbl
OPEC Basket Price около 109-110 $/bbl

www.bbc.com, kubkaramazoff: North Sea oil: Facts and figures, Шотландская нефть и финансы

MEA-1999: Северное море, карты месторождений

30 Май 2013 М.Тэтчер и нефть http://iv-g.livejournal.com/888575.html
06 Март 2013 Великобритания: обзор энергетики http://iv-g.livejournal.com/848305.html
— — — — — — — — — — —
24 February 2014

The industry employs 450,000 people across the UK and in 2012-13 the industry paid £6.5 billion in taxes to the UK government.

North Sea oil supplied 67% of the UK’s oil demand in 2012 and 53% of the country’s gas requirements and is a major boost to the country’s economy.

http://www.bbc.com/news/uk-scotland-scotland-politics-26326117

— — — —
kubkaramazoff
Незалежная Шотландия — 1: геополитическая подоплёка
Незалежная Шотландия — 2: финансовая подоплёка
kubkaramazoff, Entries by tag: шотландский прецедент
— — — —
Информация к размышлению на тему отделения Шотландии…

Часть 1. Чисто исторически основной банковско-финансовый сектор Великобритании считается под Шотландским флагом, а вовсе не под английским. Погуглите если интересно о том, какие именно Банки Великобритании имеют право самостоятельного выпуска банкнот — и до фига «открытий чудных вам принесет — просвещенья дух». Хорошо, если лень или влом, или не интересно смотреть, то вот полный список британских банков, имеющих право Эмиссии:

1. Governor and Company of the Bank of England (Основное заведение, которое находится под прямым контролем Парламента и управляется солиситором Казначейства по управлением Министра Финансов. Именно это место славится своим консерватизмом и не позволяет бесконтрольной Эмиссии в Королевстве.)

С банком №1 все понятно и ясно, но вот дальше — все выглядит все «страньше и страньше». Согласно договору об Слиянии Англии и Шотландии — их банковская система стала управляться англичанами, но целых три банка сохранили Право Эмиссии, а именно:
2. The Royal Bank of Scotland (считается «карманным банком» Королевского дома)
3. The Bank of Scotland (считается «карманным банком» дома Ротшильдов)
4. The Clydesdale Bank (считается «карманным Банком» — Адмиралтейства)

Прикол заключается в том, что эти три банка имеют право своей собственной эмиссии и иногда занимаются этим для нужд — королевского дома, их личных факторов и… на самом деле под Адмиралтейством имеются в виду Секретные Службы Ее Величества, а не флот как таковой. То есть все эти три группы лиц имеют в своем распоряжении свой собственный печатный станок но с любопытными ограничениями. Они обязаны депонировать ценности в размере 1 к 1-му в Банке Англии — перед началом эмиссии за вычетом… барабанная дробь… «тех средств, которые были на их счетах в 1845 году». При этом личные средства Короны, дома Ротшильдов и Секретных Служб по состоянию на 1845 год оцениваются не по количеству фунтов стерлингов, а по «фактическому наполнению», то есть эмиссия может происходить под залог алмаза Кохинур в Британской короне — по его текущей нынешней стоимости, а не по ценам 1845 года, что само собой открывает большую «банку с червями» если об этом задуматься. А если добавить к этому, что число алмазов в загашниках, или золотых слитков в сейфах во всех трех организациях было на 1845 год внутри себя — «зафиксировано», но при этом является британской гостайной — возникает море вопросов на тему о том, как там, чего и в реале — скока? И если учесть, что Ротшильды в 1845 году были в самом цвету, а Британское Адмиралтейство посылало свои флоты по всем океанам (про Корону вопрос деликатный, — в 1845 году у Короны судя по всему денег не было, зато были алмазы, изумруды и рубины с сапфирами) — вопросы по способности этих трех с виду неприметных банков на эмиссию выглядят — занимательно. А если Референдум об отделеньи Шотландии преуспеет, иентересено — какова возникнет эмиссия в этих уже готовых на все центрах. Но и это не все, — кроме Шотландии есть и — Ирландия. А там тоже есть свои эмиссионные центры в количестве 4-х штук (Банк Ирландии, Трастовый, Северный и Банк Ольстера), но в отличие от шотландских там для эмиссии нужен депозит 1 к 1-ому в Банке Англии и есть возможность эмиссии на размер оборота данного банка опять же в 1845. Но это — не серьезно, ибо там в обороте было несколько лямов фунтов стерлингов — гроши по нынешним временам. Так что самое интересное там творится на стыке полномочий Банка Англии с тремя шотландскими банками, но нет интереса к тому что происходит на таком же стыке — с ирландскими. Поэтому есть интерес и тайные тектонические движняки по поводу возможного отделенья Шотландии, но нет ничего такого по поводу отделенья Ирландии. Так как именно в шотландских банках бабло британской элиты, а в ирландских так просто.

Не понятно почему именно в шотландских банках бабло британской элиты? Вернемся к началу моего рассказа — Банк Англии находится под управленьем Парламента и руководствуется распоряжениями солиситора текущего министра финансов. То есть — этот банк «прозрачен» и при необходимости может быть под полным контролем избираемого парламента. А «шотландские банки» — «темные», кто там чего держит, или держал — тайна Короны, ее факторов Ротшильдов, или Армии — Адмиралтейства, соответственно. Поэтому элита предпочитает держать деньги у себя в стране в банках, но там где «толпа» и «чернь» не имеет прав заглядывать в гроссбухи и леджеры. И вот теперь у нас возникает любопытная ситуевина, когда «бабло британского света» негласно отчалит от «старушки Британии» и денется в неизвестную сторону. Куда? Зачем? Ведь это интересно — не правда ли? Неужто вы и впрямь думаете, что это бабло самоходом пойдет в тот же Нью-Йорк? С чего ради? Чтобы дикие негры — типа Бобамы его там «пощупали»? А смысл?

А еще интереснее смысл такого движения от самой Англии. Зачем и кому нужно, что Английский Парламент в случае чего — все это бабло — по каким-то причинам внезапно не интернировал и не направил «на Благо Британской Империи»? Чего люди с таким огромным баблом сегодня боятся? Каковы при этом их риски?

Это очень много вопросов и почти все из них пока — без ответа. Но в списке возможных ответов — перевод данного бабла в современный Нью-Йорк в дар Рокфеллерам, которые просрали уже все, что практически можно — не стоит точно, ибо мудаков при Короне, в доме Ротшильдов или Секретной Службе Ее Величества — давненько не наблюдается.

Часть 2. Как часто происходит эмиссия в шотландских банках? И чем она обеспечена?

1. Вот образец бабла (фунт стерлингов) выпущенный Банком Англии. Это основной вариант британского «фунта стерлингов»:

Обратите внимание на обязательное изображение «бабушки» и большими буквами «Банк оф Ингланд». Это бабло эмитируется под присмотром парламента и финистр финансов обязан отчитываться чуть ли не за каждую банкноту.

2. Вот образец бабла (опять же фунт стерлингов) Выпущенный Королевским Банком Шотландии. Или как говорят разные злопыхатели «Баушкин» фунт Стерлингов, то есть то бабло которое эмитируется непосредственно на нужды Двора Ее Величества. Последняя крупная эмиссия в 1987 году. Размеры эмиссии в секрете, но на самом деле известны довольно точно. Это самый малый из шотландских эмиттеров. При этом то и дело Корона просит сделать то те, то эти «праздничные» допечатки и это происходит по согласованию к текущим Премьером.

Обратите внимание на отсутствие «баушки» и характерное указание на то, что это Королевский Банк Шотландии. Эти бумаги практически сразу выходят из обращения, ибо считаются коллекционными. Тем не менее это по своей сути — вполне реальные — фунты стерлингов, которые выпускаются в обход решений Парламента, их эмиссия формально не отражается в бюджете и тыды. Тем не менее за счет сравнительно малых серий это все же скорее радости для коллекционеров. И объясняется это тем, что в 1845 году Британская Корона была сравнительно бедной.

3. Этот вариант банкнот уже гораздо серьезнее. Это банкноты Банка Шотландии, или «еврейский фунт стерлингов». Или его еще называют — «фунтом страховщиков», ибо обеспечивается он богатствами семьи Ротшильдов и страховой компании Ллойд. Именно этого рода Фунт Стерлингов оказывается базовым под страховое обеспечение при всех операциях на море. Последняя крупная эмиссия — 2007 года, дальше были лишь допечатки в обмен на банкноты потерявшие товарный вид и изъятые из употребления. Считается, что более поздних эмиссий не было, потому что дом Ротшильдов в целом сильно пострадал от кризиса 2008 года и событий в ЮВА в это время.

Обращает на себя внимание прямо зашкаливающее количество масонских символов на банкноте и всякие прочие розенкрейцеровские приколы. Кстати, в отличие от Королевского Банка Шотландии — у Банка Шотландии есть свое «лицо» на банкнотах, — на них обязательно есть изображение Сэра Вальтера Скотта — создателя «Айвенго» и тыды. Почему именно его и обязательно вместе с «всевидящим оком» спрашивайте у масонов. Такие они «страховщики» — затейники.
Банкноты оченно распространены во всем британском содружестве, злые языки утверждают, что старые евреи, любящие держать бабло в кеше, предпочитают именно «еврейский фунт стерлингов», но так ли оно в реале — я не в курсе. Нету у меня среди знакомых — богатых ортодоксальных евреев, хранящих свое бабло именно в фунтах и «в бумаге». Так что ничего на этот счет я сказать — не могу.

4. Самое интересное это банкноты Банка Клодерсдейл, ибо они имели самую позднюю эмиссию независимую от Банка Англии.
Обращает на себя внимание то, что это единственный банк, который не имеет в названии ни следов Англии, ни Шотландии, и за глаза их банкноты называются либо «исламским фунтом стерлингов», либо «шиитским фунтом стерлингов».

Последняя большая эмиссия 2009 года была связана с кризисом 2008 года и большая часть этих банкнот была выпущена на погашение кассовых разрывов в банке Шотландии и Королевском Банке Шотландии — когда их вкладчики принялись чуть ли не штурмовать эти банки. Основная масса этих банкнот в итоге негласно вышла из британского обращения и была массово вывезена во всякие экзотные места типа Ливана или Брунея, ибо считается, что обеспечение под последнюю эмиссию пришло от исмаилитов Ага-хана и поэтому такого типа фунты с большой радостью накапливают разнообразные алавиты и друзы и — вообще шииты в целом.

Существуют еще 4 банка Ирландии которые тоже эмитируют свои «фунты стерлингов», но там это скорее радости коллекционеров и причуды ценителей. Впрочем два банка там тоже отличились, но пока в рамках правил — Банк Ольстера и Северный Банк, который в иных странах чаще называют — «Данске Банком» (Да вы не ошибаетесь, предполагая чье там бабло и почему эти банкноты называют порой «скандинавским фунтом стерлингов», но там размеры эмиссии — копеешные и с полным обеспечением в Банке Англии, это не «исламисты», которые генерят «непонятно какую эмиссию» и в обеспечение дают то самоцветы Кашмира, то опий из «золотого полумесяца»). чтобы вы представляли себе это лучше вот образец:
С названием Северного Банка:

И с названием Датского Банка для бабла которое употребляется непосредственно в Скандинавии.

В последнем случае «датский фунт стерлингов» визуально неотличим от датской Кроны, выпускаемой Банком Дании, но при этом это именно — «британский фунт стерлингов», что порою ставит в тупик — много кого. Зачем «датский фунт стерлингов» повторяет визуально чисто Датскую Крону, — мне не известно. Но — прикольно.

«Нефтегазовая Вертикаль», №12/2013: Перспективы нефтедобычи в ХМАО-Югре

Александр Шпильман. Директор НАЦ РН им. В.И.Шпильмана
Игорь Толстолыткин. Заведующий отделением мониторинга разработки нефтяных месторождений


Читать далее

Россия: Запасы нефти, поиски и разведка

03.02.2014
Роснедра подвели итоги по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год

Москва. Ожидаемая добыча УВС в РФ за 2013 год жидких углеводородов составляет 523 млн.т (нефть+ конденсат), свободного газа+газа газовых шапок – 630 млрд.м3. Об этом говорится в отчете Роснедр по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разведываемым месторождениям зафиксированы в Республике Коми на Восточно-Ламбейшорском месторождении (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») – 12,0 млн., в Иркутской — им. Савостьянова (ОАО «НК «Роснефть») – 11,6 млрд.м3, на месторождении Горчинское Красноярского края (ООО «Тагульское») – 15,8 млрд.м3. А также в акватории Карского моря на Крузенштернском месторождении (ОАО «Газпром») – 384,6 млрд.м3 и акватории Каспийского моря месторождения им. Ю.С. Кувыкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть») – 31,3 млрд.м3.

По свободному газу+ газу газовых на месторождениях ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» Салмановское (Утреннее) — 74,3 млрд.м3, Северо-Ханчейское — 12,0 млрд.м3, Западно-Тамбейское (ОАО «Газпром») – 23,4 млрд.м3, Хадырьяхинское (ОАО «Сибнефтегаз») – 21,3 млрд.м3, Песцовое (ООО «Газпром добыча Надым») – 17,3 млрд.м3.
Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по подготавливаемым к промышленной разработке месторождениям, в том числе по свободному газу+ газу газовых шапок в Иркутской области — Ковыктинское (ОАО «Газпром») – 156,5 млрд.м3 (с учетом Южно-Ковыктинского и Хандинского участков недр).

Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разрабатываемым месторождениям по нефти в Республике Башкортостан — Югомашевское (ОАО «Башнефть») – 10,4 млн.т., на юге Тюменской области -Усть-Тегусское (ООО «ТНК-Уват) -11 млн.т., в ХМАО — по Приобскому–61,9 млн.т (в том числе ОАО «НК «Роснефть» — 46,1 млн.т, ООО «Газпромнефть-Хантос» — 15,8 млн.т) и Федоровское (ОАО «Сургутнефтегаз») – 15,9 млн.т; Малобалыкское (ОАО «НК «Роснефть») – 12,7 млн.т. А также в ЯНАО — Сугмутское (ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз») – 16,9 млн.т., в акватории Охотского моря — Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») — 25,6 млн.т.

По свободному газу+ газу газовых шапок наблюдается прирост в ЯНАО — Уренгойское (ОАО «Арктикгаз») – 78,9 млрд.м3, Юбилейное (ООО «Газпром добыча Надым») – 26,8 млрд.м3, Береговое (ОАО «Сибнефтегаз») – 12,1 млрд.м3, Западно-Таркосалинское (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») -11,0 млрд.м3, в акватории Охотского моря — Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум «Эксон Нефтегаз лтд») — 11,9 млрд.м3, в акватории Карского моря: Юрхаровское (ООО «НОВАТЭК-Юрхаров-нефтегаз») — 85,3 млрд.м3.

06.02.2014
Нефтяники вернут из бюджета деньги за геологоразведку
Минприроды предложило правительству ввести налоговые преференции и санкции для стимулирования роста разведки и добычи нефти и газа

Минприроды направило в правительство свои предложения по налоговому стимулированию работ по геологоразведке месторождений нефти и газу и налоговым санкциям за невыполнения этих объемов (копия есть у «Известий»). В случае одобрения инициативы бюджет в течение 20 лет получит дополнительно 1,7 трлн рублей доходов.

Ведомство предлагает комбинировать несколько методов налоговых преференций для тех компаний, которые активно вкладываются в изучение недр. Это налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку, отсрочка или снижение разовых платежей за пользование недрами по факту открытия месторождений. А также повышение порога отнесения месторождений к разряду «участков недр федерального значения» (на которые негосударственная компания может не получить лицензию даже в случае открытия месторождения) с 70 млн до 150 млн т извлекаемых запасов нефти.

Поручение правительства РФ стимулировать рост финансирования и объема геологоразведки нефти и газа со стороны компаний оправдано: власти заинтересованы в росте добычи нефти. Если же компании станут эксплуатировать только открытые еще в СССР месторождения, то уже в ближайшие пять лет Россия может столкнуться с существенным падением объема добычи черного золота.

По словам министра природных ресурсов и экологии РФ Сергея Донского, сегодня 88% нефти добывается из залежей, открытых во времена СССР, до 1991 года, и лишь 5% нефти — на залежах, открытых после 2002 года. На период с 2005 по 2012 год добыча нефти в стране росла в основном за счет ввода крупных месторождений, изученных еще в советские годы. Без их учета ее добыча в стране упала бы до 412 млн т (примерно на 85 млн т). Количество открываемых ежегодно месторождений нефти сократилось с 67 штук в 2008 году до 26 в 2013-м.

По данным Минприроды, недропользователей не в полном объеме выполняют обязательства по сейсморазведке и бурению на своих лицензионных участках, задерживая сроки начала добычи сырья. Компании объясняют это разными причинами: от экономической нецелесообразности геологоразведки в некоторых регионах, где слишком высок риск неподтверждения запасов углеводородов и недостаточно инфраструктуры для их транспортировки, до отсутствия необходимых технологий.

— Государство тоже рискует, когда выдает компаниям поисковые и добычные лицензии. Тех, кто не выполняет взятые на себя обязательства, будут лишать лицензий или наказывать рублем. В частности, мы предложили ввести для компаний финансовые гарантии выполнения геологоразведочных работ, а в случае нарушения сроков и объемов проведения таких работ лишать их льгот на срок задержки введения в эксплуатацию месторождений, — говорит глава Минприроды России Сергей Донской.

Именно он изначально лоббировал идею введения налоговых санкций и преференций в целях улучшения исполнения компаниями параметров лицензионных соглашений. По словам министра, в числе предложенных правительству мер — по частям сокращать размер площадей поисковых лицензий (переводя в нераспределенный фонд недр по 25% недоразведанных площадей каждые два года). Есть также планы по увеличению платы за пользование недрами в том случае, если запланированные геологоразведочные работы на участках не ведутся.

По заказу Минприроды энергетический центр бизнес-школы «Сколково» построил микро- и макромодели для оценки эффективности различных инструментов стимулирования геологоразведки (ГРР) и предложил комбинировать несколько методов налоговых преференций в целях увеличения объемов прироста запасов нефти.

По словам директора энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Григория Выгона, наиболее эффективно показал себя комплексный подход, сочетающий налоговые вычеты на сумму 60% от суммы затрат компаний на геологоразведку с применением «консолидации» (объединение ГРР и НДПИ по всем лицензионным участкам), «огораживание с аплифтом» (вычеты расходов на ГРР c учетом инфляции из НДПИ для каждого участка), применением отсрочки и снижение разового платежа за пользование недрами по факту открытия.

Бюджетный эффект от предоставления нефтяникам вычетов затрат на геологоразведку из НДПИ на 20-летний период, по оценкам энергетического центра бизнес-школы «Сколково», составит 1,7 трлн рублей с учетом введения мер налогового стимулирования с 2015 года. Только в Западной Сибири это поможет добиться дополнительной добычи в объеме 138 млн т нефти к 2035 году, в Волго-Уральском районе — 58 млн т нефти при сумме вычетов на геологоразведку нефти только в Западной Сибири в размере 706 млрд рублей.

— В первый год действия льготы суммарные потери бюджета по обоим регионам составят 28,8 млрд рублей при методе «консолидации». В целом за 20 лет они достигнут 0,915 трлн рублей при сумме дополнительных доходов бюджета 2,6 трлн рублей. Снижение или отсрочка разового платежа за пользование недрами (при открытии месторождений по результатам поисковой лицензии) первоначально лишит бюджет страны не более 2 млрд рублей в год, но зато позволит малым нефтяным компаниям, на долю которых приходится 17% объема геологоразведки, раньше начинать добычу на месторождениях, платя с этого налоги в казну. Также мы предложили применение метода «огораживание с аплифтом», который исключает выпадающие доходы бюджета в отличие от метода «консолидации», — пояснил «Известиям» Григорий Выгон.

По словам эксперта, в новых районах добычи нефти с неразвитой инфраструктурой, например в Восточной Сибири, экономический эффект от введения налоговых преференций с целью стимулирования геологоразведки просчитать пока сложно, но именно в этих регионах эффективно увеличение порога отнесения открытых месторождений к «стратегическим»: до 150 млн т. Частные компании опасаются открыть крупное месторождение, ведь в этом случае лицензию на добычу могут отдать госкомпании, поэтому возможны случаи занижения запасов нефти при постановке их на госбаланс.

Предложения Минприроды будут рассмотрены на совещании у вице-премьера правительства по ТЭКу Аркадия Дворковича уже в конце февраля — начале марта.

18.02.2014
Пора в разведку
Искать новые запасы нефти во всем мире становится все сложнее.
Во всем мире открывается все меньше новых запасов нефти. 2013 год стал худшим по этому показателю, что грозит сокращением добычи и удорожанием этого важнейшего ресурса. Правда, эксперты утверждают, что проблема вовсе не в исчерпании нефти как таковой, а всего лишь в недостатке инвестиций в геологоразведку.

2013 год стал худшим за 20 лет в плане открытия новых запасов углеводородов в мире, заявил директор по геологоразведке норвежской нефтяной компании Statoil Тим Додсон, передает «Рейтер».

«Становится все сложнее искать новые запасы нефти и газа, особенно нефти. Вновь открытые месторождения становятся все меньше, они более удаленные, с более сложными условиями, и очень трудно ожидать смены этой тенденции. В будущем замещение запасов будет все более трудным делом», – говорит Додсон.

Это выльется в то, что нефтяники сократят расходы на геологоразведку, особенно в новых регионах, считает директор по анализу энергетического рынка IHS Лайл Бринкер. В будущем это грозит сокращением добычи нефти. «Они урежут расходы на разведку, например, месторождений в Арктике или наиболее глубоководных месторождений, где недостаточно инфраструктуры… Активность останется высокой в таких регионах, как Мексиканский залив и Бразилия, но активность в более удаленных регионах снизится», – ожидает Бринкер.

Все это приводит к тому, что нефтяники все больше интереса проявляют к газовым проектам. «Если взглянуть на соотношение нефти и газа у крупных нефтяных компаний, оно явно смещается в сторону газа просто потому, что им недоступна традиционная нефть», – считает генеральный директор шведской нефтяной компании Lundin Petroleum Эшли Хеппенсталь.

Из-за сокращения геологоразведки нефтяных месторождений цены на нефть должны вырасти, считают эксперты.

По их мнению, инвестиции в геологоразведку могут повыситься не раньше, чем начнут приносить деньги такие крупные проекты по сжижению газа, как Gorgon (54 млрд долларов) компании Chevron или Australia Pacific (25 млрд долларов) компании ConocoPhillips. «Инвесторы успокоятся, и тогда компании смогут повысить активность, но это произойдет примерно через пару лет», – считает Бринкер из IHS.

Для России проблема с геологоразведкой также актуальна. Если в середине 2000-х крупнейшие международные нефтегазовые компании инвестировали в среднем 10% своих бюджетов в геологоразведочные работы, то доля затрат на них в бюджетах российских компаний все еще незначительна, указывают эксперты Ernst&Young в докладе о перспективах развития геологоразведки в России за горизонт 2025 года.

По данным Союза нефтегазопромышленников, если в советское время российские компании бурили 7,5 млн метров поисково-разведочных скважин в год, то в 2012 году – только 700 тыс. метров.
При сопоставимом уровне добычи Petrochina инвестировала в 2011 году в геологоразведку 3,6 млрд долларов, Petrobras – 2,6 млрд, а ведущие российские компании – примерно по 0,5 млрд.

Такой низкий уровень вложений российских компаний объясняется, во-первых, тем, что нефтяники обеспечены запасами, которые достались им по наследству с советских времени, на 20 лет вперед. Во-вторых, тем, что до 2005 года геологоразведочные работы финансировались поровну из федерального и регионального бюджетов, однако затем все права отдали центру. Все это вылилось в недофинансирование геологоразведки как со стороны государства, так и со стороны недропользователей.

Третья причина в том, что инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50% своих инвестиционных бюджетов в геологоразведку, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличивают капитализацию, либо оказываются в предбанкротном состоянии.

Проблема России не в нехватке нефти, а именно в том, что российские нефтяники не очень охотно вкладываются в геологоразведку новых месторождений, чтобы потом добывать там нефть, тогда как старые месторождения уже истощаются. То есть потенциально у России много нефти, однако доказанных запасов – в разы меньше.

Так, доказанные запасы нефти России на 2012 год составляют 88,2 млрд баррелей, или 12,4 млрд тонн нефти, тогда как потенциальные запасы нефти только на одних российских шельфах оцениваются в 13 млрд тонн.

При этом российский шельф разведан лишь на 10%. В плане роста запасов имеется большой потенциал и в Восточной Сибири, и на севере европейской части, и в Каспийской нефтяной провинции. Однако основной массив нефтегазовых месторождений в России (более 1/5 неразведанных общемировых запасов) сосредоточен именно на российском Крайнем севере. По экспертным оценкам, там может содержаться до 80% потенциальных углеводородов нашей страны. В сумме вся российская Арктика по ресурсам газа эквивалентна Западной Сибири, а по нефти совсем немного уступает ей.

Для наглядности – мировым лидером по доказанным запасам нефти на 2012 год является далеко не Россия, а Венесуэла с показателем почти в 300 млрд баррелей нефти (почти 18% общемировых доказанных запасов), посчитали в BP. На втором месте Саудовская Аравия, которая располагает 265 млрд баррелей доказанной нефти. На третьем – Канада с 175,2 млрд баррелей.

Именно данные по доказанным запасам нефти и позволяют экспертам говорить о том, что в России осталось нефти не больше чем на 20–25 лет. Потому что сейчас российские нефтяники добывают нефть в основном на месторождениях, на которых была проведена разведка еще в советское время.
В России назрела реальная необходимость проведения более активной и масштабной геологоразведки, в том числе и на континентальном шельфе. Расчеты Ernst&Young показывают, что для сохранения после 2030 года объема добычи нефти на нынешнем уровне 500–520 млн тонн уже сейчас надо увеличить затраты на геологоразведку более чем в три раза. Начиная с 2025 года возможностей действующих и распределенных новых месторождений на суше уже будет недостаточно для сохранения за Россией статуса нефтяной державы. Необходимо вовлекать новые, еще не разведанные месторождения, отмечают эксперты Ernst&Young.

Актуальность геологоразведки именно сейчас объясняется тем, что при обнаружении нефти до реальной ее добычи проходит минимум шесть-девять лет. А если речь идет о трудноизвлекаемой нефти, то это могут быть еще более долгие сроки.

Разрабатывать новые месторождения российским компаниям в одиночку крайне рискованно, лучше разделять риски с иностранными инвесторами. Однако имеется ряд проблем законодательного, политического и налогового характера, препятствующих привлечению иностранного капитала.

Первые шаги уже сделаны для развития российского шельфа. Например, Роснефть взяла в партнеры ExxonMobil для совместного освоения месторождений Карского моря, шельф которого мало исследован геологами. ExxonMobil на первых порах готов выделить 2,2 млрд долларов, но если нефть и газ будут обнаружены, то эта цифра быстро взлетит до нескольких десятков миллиардов.

Российские власти также думают предоставить нефтегазовым компаниям налоговые преференции, чтобы простимулировать этим рост инвестиций в геологоразведку. В начале месяца «Известия» сообщили, что Минприроды уже отправило в правительство соответствующий законопроект.
В частности, предлагается ввести налоговые вычеты из НДПИ в размере 60% от суммы средств, вкладываемых компаниями в геологоразведку. Во-вторых, предлагается ввести отсрочку или снизить разовые платежи за пользование недрами по факту открытия месторождений. В-третьих, изменить понятие «недр федерального значения». Сейчас к таким относят месторождения с 70 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Предлагается увеличить этот порог до 150 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Суть в том, что если частная компания откроет крупный участок недр, который получит статус федерального значения, то получить лицензию на него могут только государственные компании, а частные – в пролете.

Введение новых правил игры должно ускорить введение новых месторождений в фазу промышленной добычи. Работа над мелкими и средними месторождениями станет более выгодней благодаря налоговым вычетам, а частные компании не будут больше опасаться открывать крупные месторождения.

И если сначала российский бюджет, безусловно, понесет потери из-за налоговых льгот, то потом все равно останется в плюсе. В Минприроды посчитали, что за 20 лет действия налоговых преференций бюджет получит 1,7 трлн рублей доходов. И, конечно, главный плюс в том, что по мере истощения советских запасов нефти Россия сможет сохранить нынешний объем добычи нефти на уровне 500 млн тонн в год.

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

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

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

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

euanmearns.com: Global Oil Supply Update July 2013

January 3, 2014 by
— Global conventional crude oil and condensate production has been following a bumpy plateau just over 73 million barrels per day since May 2005.

— All growth in liquids supply since May 2005 has come from natural gas liquids (NGL), unconventional oil and biofuels which together with refinery gains now amount to 17.4 million barrel per day providing a total global liquids supply of 90 million barrels per day.

— The US Energy Information Agency (EIA) provides the most comprehensive and readily accessible oil supply data, but owing to budget cuts, is behind in compiling and publishing statistics. The most recent data are for July 2013.


Figure 1 Global crude oil + condensate (C+C) production as reported by the EIA [1] less Canadian syncrude [2] (oil sands) and N American light tight oil [3, 4] (Bakken and Eagleford). Chart not zero scaled. Note how conventional C+C production (blue) rose to 73 million barrels per day in May 2005 but has since been following a bumpy plateau. It remains to be seen if 73 million barrels per day will emerge as the peak in cheap conventional oil production. All growth in global liquids supplies has come from unconventional oil, biofuel and natural gas liquids (Figures 2 and 3).


Figure 2 Global total liquids production now stands at 90.2 million barrels per day [1]. Since May 2005, all growth in liquids production has come from NGL, unconventional oil and bio fuel (Figure 3).


Figure 3 Global liquids excluding conventional crude and condensate. Note that the energy content of NGL is about 70% of crude oil and that significant energy is required to produce syncrude from oil sands and to produce biofuels. Refinery gains represent volume expansion of liquids during the refining process.


Figure 4 Natural gas liquids represent the C2 to C6 fraction that condenses from natural gas production in pipelines or separated from methane in gas process plant. The red line is a ratio between NGL and global gas production [5] and shows that NGL production has simply grown in lock step with global gas production.


Figure 5 The EIA have not updated their biofuel production statistics since January 2012. In figures 2 and 3 the 2011 value has been extrapolated through 2012 and 2013.

http://euanmearns.com/global-oil-supply-update-july-2013/

References
1. The Energy Information Agency (EIA)
http://www.eia.gov/countries/data.cfm

2. Statistics Canada
http://www5.statcan.gc.ca/cansim/a34?lang=eng&mode=tableSummary&id=1260001&p2=9

3. North Dakota Drilling and Production Statistics
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/statisticsvw.asp

4. Texas Railroad Commission
http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/

5. BP 2013
http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/statistical-review-of-world-energy-2013.html

eia.gov: Five states and the Gulf of Mexico produce more than 80% of U.S. crude oil

Five states and the Gulf of Mexico supplied more than 80%, or 6 million barrels per day, of the crude oil (including lease condensate) produced in the United States in 2013. Texas alone provided almost 35%, according to preliminary 2013 data released in EIA’s March Petroleum Supply Monthly. The second-largest state producer was North Dakota with 12% of U.S. crude oil production, followed by California and Alaska at close to 7% each and Oklahoma at 4%. The federal offshore Gulf of Mexico produced 17%.

Total U.S. crude oil production grew 15% in 2013 to 7.4 million barrels per day. Texas and North Dakota led that growth, with their crude oil outputs each increasing 29% from 2012. Production gains in both states came largely from shales, especially the Eagle Ford in Texas and the Bakken in North Dakota. In the three years since 2010, North Dakota’s crude oil output has grown 177% and Texas’s output 119%, the fastest in the nation.

Three other states that were among the top 10 U.S. producers in 2013 also experienced production growth rates above 20% during the past three years. Colorado, which overlies part of the Niobrara Shale, had 93% growth in production from 2010 to 2013; Oklahoma, with the Woodford Shale, had 62% growth; and New Mexico, which shares the Permian Basin with Texas, had 51% growth.

Crude oil is produced in 31 states and two offshore federal regions—the Gulf of Mexico and the Pacific Coast. Of those 33 producing areas, 10 supply more than 90% of U.S. output. While 9 of those top 10 areas were also among the top 10 producers five years ago, their relative contributions have changed.

North Dakota has risen from the seventh largest oil producer to the third. The Gulf of Mexico, Alaska, and California, which together in 2008 supplied nearly half of U.S. crude production mainly from conventional oil reservoirs, provided less than one-third of national output in 2013. Output in those areas has declined at the same time that overall national production has expanded.
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=15631

— — — — — —
2013-03-26 eia.gov: U.S. crude oil production outlook http://iv-g.livejournal.com/857360.html

2012-07-31 earlywarn.blogspot.com: US Crude Production by State http://iv-g.livejournal.com/718409.html

2012-04-07 eia.gov: US Crude Oil Production, Monthly http://iv-g.livejournal.com/644764.html

2012-04-06 США: добыча нефти по регионам и штатам http://iv-g.livejournal.com/642930.html

2012-02-22 eia.gov: US Crude Oil Production, 2010 (thousand barrels) http://iv-g.livejournal.com/609009.html

eia.gov: Катар 2014

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

— — — —
i/ В обзорах eia даются сведения по добыче на крупнейших месторождениях рассматриваемой страны.
Если не сохранять данные, то старые обзоры затираются, и сведений о динамике добычи на крупнейших месторождениях не найти.

ii/ Данные о добыче нефти не представляют особого интереса по причине малой добычи, хотя в 2013 г. Катар чуть-чуть не догнал Ливию 🙂

iii/ По состоянию на 2014 г. есть данные о структуре потребления нефтепродуктов только на 2010 г.

iv/ C 2011 г. рост внутреннего потребления газа, продавать только газ не хочется, тем более что потребители, вероятно, требуют скидок.

v/ Потребление электроэнергии — одна из самых интересных тем. Генерация газовая, т.е. дешевая.
Стремление получить на основе газа продукты с более высокой стоимостью, включая алюминий 🙂

Эквадор: нефть и газ

The smallest producer in the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC), Ecuador produced 505,000 barrels per day (bbl/d) of crude oil in 2012 and exported more than one-third of it to the United States.
Ecuador rejoined OPEC in 2007 following a near 15-year hiatus from the organization.

As of January 2013, Ecuador had an estimated 247 billion cubic feet (Bcf) of natural gas
reserves. The country’s gross natural gas production was 54 Bcf in 2012, of which 36 Bcf
was marketed and the remainder was flared and vented. Dry natural gas production
(occurring when associated liquid hydrocarbons are removed) was 18 Bcf, of which all was
domestically consumed. Its low natural gas utilization rates are due mainly to a lack of
infrastructure to capture and market natural gas.

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

— — — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2013

OPEC: итоги 2013 г. и прогноз на 2014 г.

http://www.opec.org/opec_web/en/publications/338.htm
http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/MOMR_January_2014.pdf

Презентация А.Новака «Итоги работы ТЭК России в 2013 году. Задачи на среднесрочную перспективу». 1

13.01.2014


3506×2437


http://minenergo.gov.ru/press/doklady/
http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/6d3/6d31617de7e7f951f664aee1b578d233.pdf

Итоги России по нефти газу в 2013 г.

9 января 2014 года
Рабочая встреча с главой Минэнерго Александром Новаком
http://kremlin.ru/news/20043
Читать далее

Колумбия: нефть, газ, уголь

According to the Oil and Gas Journal (OGJ), Colombia had approximately 2.4 billion barrels of proven crude oil reserves as of January 1, 2014.
— — — —
2.4 billion barrels = 341 млн. т
— — — —

In 2012, the United States was Colombia’s top oil export destination, followed by Panama, China, and Spain. In that year, Colombia exported 432,000 bbl/d of crude oil and refined products to the United States.

According to the ANH, Colombia had proven natural gas reserves of more than 5.7 trillion cubic feet (Tcf) as of December 31, 2012.
— — — —
5.7 trillion cubic feet = 159.6 млрд м3
— — — —

Colombia produced 387 billion cubic feet (Bcf) of dry natural gas in 2011 and consumed 312 Bcf. Of the country’s total gross natural gas production of 1,115 Bcf, about 56% was reinjected to aid in enhanced oil recovery. In 2007, natural gas production began to exceed consumption, allowing for exports.

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

— — —
BP Statistical Review of World Energy June 2013