Архив меток: нефть потребление диаграмма

spydell: Потребление нефти в мире по данным BP Statistical Review of World Energy 2013

http://spydell.livejournal.com/500395.html

Реклама

Сланцевый газ: об одном прогнозе и его контексте

Отвечая на вопрос о перспективах добычи Россией сланцевого газа — в сфере, где наибольших успехов добились США, Миллер отметил, что «Америка нашим конкурентом не является».

«В отношении сланцевого газа мы относимся очень скептически. И никаких рисков не видим. США остается газодефицитной страной, это во-первых. А во-вторых, нам не известен ни один проект в настоящее время, где рентабельность на скважинах, где добывается сланцевый газ, имела бы положительное значение. Абсолютно все скважины имеют отрицательное значение. Есть такое мнение, что это вообще пузырь, который в самое ближайшее время лопнет», — сказал Миллер.

Он подчеркнул, что США являются крупнейшим газовым рынком с наибольшим объемом потребления.
«И в этой связи анализы, которые проводят эксперты, показывают, что объем добычи сланцевого газа соответствует как раз объемам снижения добычи природного газа в Америке. Поэтому, по-видимому, добыча сланцевого газа в США вызвана какими-то другими причинами. Можно предположить, что этой причиной является энергетическая безопасность США», — резюмировал глава «Газпрома».
http://ria.ru/economy/20130330/930166633.html

— — — — — —
В целом верно, но можно дать некоторые дополнения

i/ Рост цен на природный газ

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=d1


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

В среднем цены на газ в 2013 г. имеют значительную вероятность быть выше 4 долларов за 1000 куб.футов, что обеспечит выход на безубыточность по операционным показателям добычи нефти+газа+конденсата.

ii/ На примере компании Chesapeake Energy


http://www.chk.com/Investors/Pages/Presentations.aspx

Видно, что надежды на выживание связаны с ростом цен на газ до 4-5 долларов за 1000 куб.футов.
Chesapeake Energy находится в одном из самых трудных положений, т.к. у нее нет традиционных углеводородных активов, которые бы покрывали убытки от сланцевого газа.

iii/ Есть такое мнение, что это вообще пузырь, который в самое ближайшее время лопнет», — сказал Миллер
Мнение есть, но как написано в тексте видно, что Миллер не совсем его разделяет, имея определеные сомнения и в этом он прав, поскольку
а) «пузырем» в чистом виде добыча является при долгосрочном уровне цен 4 долларов. Такое падение зафиксировано только в 2012 г, а в 2013 г. уровень цен можно ожидать выше.

б) пузырь в среднесрочной перспективе может связан с тем, что текущая прибыль может быть не достаточна для оплаты сделанных ранее долгов. Например у Chesapeake Energy

проблемы могут начаться с 2015 или 2017 г.
Но в условиях США
б-1) с низкими процентными ставками и нового QE-3 риск не отдать долги или не иметь возможности перекредитоваться для фактически «стратегической компании» США:
— 2nd largest U.S. natural gas producer (net), ~4% of total
— Largest U.S. natural gas producer (gross), ~9% of total
— 11th largest U.S. liquids (oil and NGL) producer
как мне кажется невелик

б-2) всегда есть выходы
— в виде продажи своих активов традиционных нефтегазовым компаниям, которые будут продолжать планов-убыточную или просто малоприбыльную добычу газа
— в виде конвертации долгов в акции, Кипр в это подает хороший пример 🙂
— банкротства по типу General Motors, когда компания посредством банкротства избавляется от долгов и продолжает функционировать далее.
Я не припомню банкротств в последние 10-20 лет, после которых бы полностью прекращалось функционирование важных для государств производств. Корпоративная верхушка срезалась, но не более.
Для России характерный пример — ЮКОС.

в) пузырь в долгосрочной перспективе — это проблема инвесторов, но не потребителей.

iv/ добыча сланцевого газа в США вызвана какими-то другими причинами. Можно предположить, что этой причиной является энергетическая безопасность США», — резюмировал глава «Газпрома»
С этим вполне можно согласиться, особенно учитывая
стагнацию-слабое уменьшение энергопотребления в США при снижении импорта

Monthly Energy Review, Release Date: March 27, 2013


Импорт энергии с 2008 уменьшается


Стагнировавший в 1995-2007 гг. Primary Energy Production стал увеличиваться с 2008-2010 гг.


— Потребление энергии слабо падает за счет падения использования нефти и угля
— Падение по углю почти равно росту по газу
— потребление нефти возвращается к своему уровню до начала клинтоновско-бушевского пузыря
2012 г. Petroleum — 34.688 Quadrillion Btu
1995 г. Petroleum — 34.438 Quadrillion Btu


Импорт энергии снижается, экспорт растет
— уровень 1990 г. по Primary Energy близок
— уровень 1990 г. по Crude Oil далек
— доля импорта Primary Energy в 2010-2012 г. уменьшилась на 6.2% от общего потребления


В денежном выражении примерно
— в 2000-2008 г. энергоимпорт был ниже неэнергоимпорта.
— с 2008-2010 энергоимпорт стал уменьшаться
— с 2008-2010 неэнергоимпорт вновь стал увеличиваться

eia.gov: Gabon

Oil undergirds Gabon’s economy, accounting for 65 percent of government revenue and 75 percent of export revenue.

In recent years, Gabon has fallen from being the third largest oil producer in Sub-Saharan Africa to the sixth, following: Nigeria, Angola, Sudan and South Sudan (combined), Equatorial Guinea, and Congo (Brazzaville).

Gabon Country Analysis Brief

www.africaneconomicoutlook.org: Габон

theoildrum: Europe and North America — Total Oil Products Demand

In this post we using JODI data (Joint Organisations Data Initiative) which is based upon figures reported by national governments which we therefore assume to be reliable.

The JODI data base is not complete. Reporting began in January 2002. Most OECD countries have a complete set of reports but a number of countries like China only began to report in January 04 and many developing countries have a patchy reporting record. Russia and the former states of the Soviet Union do not report oil consumption figures at all.


После 2008 года мир стал свидетелем крупнейшего финансового кризиса с 1929 года. И все же спрос на нефть в этой группе стран почти не пострадал. Заметьте, что эта группа включает Швейцарию и Норвегию, которые не являются членами евро зоны и ЕС.

Спрос на нефть находятся под влиянием большого числа факторов, таких как численность населения, уровень экономического развития и экономической деятельности, социальные перспективы, условия жизни, климат, эффективность использования энергии и энергоресурсов. Тенденции спроса на нефть могут быть объяснены на основе 4 основных фактора:

Энергоэффективность — повышение энергоэффективности со временем может привести к снижению спроса на нефть.

Спад спроса — высокие цены на нефть, и другие экономические проблемы, что приводит к замедлению экономической активности и высоким уровням безработицы, может привести к снижению спроса на нефть.

Замена — высокие цены на нефть могут привести к переходу к другим источникам энергии: перейти с нефти на уголь или газ. Политика правительства, направленная на сокращение выбросов СО2 может также способствовать замене источников энергии.

Сезонные колебания — холодная зима может повысить спрос, а жаркое летом может создать спрос на кондиционирование.


Резкие сезонные пики с максимом в январе. Спрос на нефть рос до 2006 (почти как и в США — iv_g). Затем сезонность стала менее выраженной. Общие причины изменений: Спад спроса, Замена.


Спрос на нефть был стабилен в 5 миллионов баррелей в сутки с января 2002 года до 2006 года, когда начался спад, что продолжается и по сей день. Эти крупные страны не имеют годовых циклов. Падение спроса в таких крупных странах, составляет около 20%, по сравнению с примерно 28%, в Греции, Португалии и Ирландии.


Присмотревшись к Великобритании, Испании и Италии отдельно, мы видим, что осенью в Великобритании спрос на нефть будет менее выражен, чем в Испании и Италии.


Спрос на нефтепродукты в Испании рос до 2005 года, затем крутой спад, начиная с 2008 года, и нет никаких признаков стабилизации.


Спрос на нефтепродукты в Италии испытывает с 2006 крутой спад и нет никаких признаков стабилизации.


Остаток Европы включает Восточно-Европейские страны, ранее входившие в Советский блок. Некоторые, такие как Польша, Чехия, Венгрия и Словения являются теперь членами ЕС. Обратите внимание, что ДЖОДИ отчеты являются неполными, для некоторых из этих стран. Спрос на нефть поднимался до 2007 года, когда он стабилизировался и, с 2008 года он падала медленно. Снижение спроса на нефть в Восточной Европе намного менее заметное, чем в Западной и Южной периферии. Эти страны отмечены сезонной цикличностью с вершиной летом. Есть два возможных объяснения. Либо эти страны используют энергию для кондиционирования воздуха. Или лето отражает приток туристов.


Эта картина представляет собой постепенный рост спроса в начале 10-летнего периода, плато 2005-2008, а затем последовал мягкий спад. Спрос на нефть упала на 2 mmbpd или 12% в целом, но это скрывает тенденции региональных рынков, где спрос был сильным в ключевых странах и сократился на периферии.


Канада и Мексика — страны-экспортеры нефти показывают тенденция роста потребления нефти. Для сравнениях, Норвегии была добавлена в этот график, чтобы получить трио ОЭСР экспортеров нефти.


В США был рост потребления в начале 10-летнего периода с пиком потребления в 2005-2008, а потом последовал резкий спад в 2 млн. баррелей в сутки. Потребление нефти, похоже, стабилизировались на уровне около 19 млн. баррелей в сутки. Процентное падение составляет около 10%, что немного меньше, чем в Европе-28. Уровень безработицы остается неизменно высокий, около 7.7%.

Энергоэффективность автомобильного парка улучшается, плюс энергетическое замещение. По сравнению с Европой, в США относительно быстрый экономический рост в последние годы, и стоит отметить, что рост был вместе с падением спроса на нефть. Низкие налоги на топливо в сочетании с чрезвычайно неэффективным автомобильным парком означают, что США более чем в Европе реагируют на высокие цены на нефть. Воздействия высоких цен более заметно в США и там гораздо больше места для повышением энергоэффективности.
http://www.theoildrum.com/node/9713

eia.gov: Mexico Country Analysis Brief

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

США, нефть: добыча, цена, потребление

Shell, BP просят разрешить экспорт сырой нефти из США

Впервые за десятилетия крупнейшие межнациональные нефтедобывающие корпорации и нефтетрейдеры готовы экспортировать нефть из США в значительных объемах благодаря буму добычи углеводородного сырья в стране, сообщила Financial Times. Подобный сдвиг в географии поставок способен оказать влияние на мировые цены на нефть и перераспределить транспортные и финансовые потоки между Европой, Западной Африкой и Северной Америкой, отмечает издание: большее предложение сырой нефти в Атлантическом бассейне продавит вниз цену из других источников, особенно североморской Brent.

По данным издания, Royal Dutch Shell, BP, крупнейший независимый нефтетрейдер Vitol и еще три компании обратились к федеральным властям за лицензией на экспорт нефти из США. Представитель Shell подтвердил этот факт, BP и Vitol отказались от комментариев. FT утверждает, что BP уже получила лицензию.

Американское законодательство в течение почти 100 лет фактически запрещает экспорт сырой нефти, для которого необходима особая лицензия Бюро промышленности и безопасности Департамента торговли США. В последнее десятилетие страна экспортировала менее 100 000 баррелей сырой нефти в сутки, тогда как импорт составлял 9 млн баррелей. Противоположная ситуация с нефтепродуктами и моторным топливом: в прошлом году США впервые за 62 года стали их нетто-экспортером (439 000 баррелей в сутки).

Однако рост добычи сырой нефти на освоенных месторождениях Техаса и Северной Дакоты после появления новых технологий увеличения продуктивности пластов вызвал бум предложения, которому тесно на внутреннем рынке страны. В июле, по данным IEA, США добыли 194 млн баррелей нефти — это четырнадцатилетний максимум.

Пока речь идет об экспорте сырой нефти на переработку в Канаду по морю: компании смогут сильно сэкономить на транспортных издержках. Дело в том, что каботаж в США разрешен только танкерам под дорогим американским флагом, поэтому перевозка барреля нефти из Мексиканского залива на НПЗ в Филадельфии стоит $4,55 по сравнению с $1,50 танкером под иностранным флагом из того же Техаса на канадский НПЗ в Нью-Брансуике. В Бюро промышленности и безопасности FT подтвердили, что экспорт сырой нефти в Канаду «вероятно, будет одобрен». Минимальная оценка такого экспорта — 280 000 баррелей в сутки. Именно столько на четвертый год промышленной эксплуатации выдают сланцевые пласты Eagle Ford в Техасе, значительная часть которых принадлежит Shell. Их малосернистая нефть не подходит для переработки на местных НПЗ, но зато с успехом может быть использована НПЗ Атлантического побережья Канады.

США станут нетто-экспортером нефти, но это вряд ли произойдет раньше чем через десять лет, сказал The Wall Street Journal аналитик Raymond James Павел Молчанов. По его мнению, компании, получающие лицензии на экспорт сырой нефти, пока отрабатывают логистические цепочки в ожидании настоящего бума нефтедобычи в США.

Тектонические сдвиги в нефтегазовой промышленности США видны невооруженным взглядом, отмечает FT: в порту Корпус-Кристи в Техасе началась отгрузка сырой нефти на экспорт. Это происходит впервые с 1940-х гг., говорит заместитель коменданта порта Фрэнк Броган.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/4939791/shell_bp_hotyat_eksportirovat_syruyu_neft_iz_ssha

— — — — — — — — — —
Дополнительная информация

1. Цены на нефть Brent и WTI различаются существено с декабря 2010 г.

http://earlywarn.blogspot.com/2012/09/oil-prices.html
Спред Brent-WTI достигает 23 долларов при цене WTI в 92 доллара

2. Weekly Petroleum Status Report


— — — —
Растут запасы только нефти, а безина и дистиллятов меньше чем обычно


— — — —
Добыча нефти растет


http://www.eia.gov/pub/oil_gas/petroleum/data_publications/weekly_petroleum_status_report/current/pdf/wpsrall.pdf
— — — —
Несмотря на рост добычи, цены на нефть довольно слабо уменьшаются, а цены на бензин даже растут


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_gnd_dcus_nus_w.htm
— — — —
При этом цены на бензин уже почти на кризисном максимуме 2008 г., а цены на нефть ниже, запасы нефти больше, запасы бензина меньше, добыча выше чем 3 года назад


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_crpdn_adc_mbbl_m.htm
— — — —
Добыча выше чем в 2008 г.


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_cons_psup_dc_nus_mbbl_m.htm
— — — —
Потребление Total Crude Oil and Petroleum Products падает.

Имеем такие исходные условия:
— добыча нефти растет
— потребление нефти и нефтепродуктов падает
— американская цена нефти падает относительно европейской
— цена нефти меньше, чем в 2008 г.
— цена бензина почти на уровне 2008 г.

Вопрос:
что будет при увеличении экспорта нефти

Ответ
— уменьшение предложения нефти
— в общем случае цена на бензин будет неубывающей вследствие уменьшения предложения нефти
— в частном случае цена на бензин может быть директивно снижена, поскольку компании покроют свои потери от бензина увеличением прибыли от экспорта

theoildrum: Petroleum Demand in Developing Countries

http://www.theoildrum.com/node/9386

Ранее
theoildrum: Evidence that Oil Limits are Leading to Limits to GDP Growth
gapminder.org: Потребление энергии и душевой ВВП, основные страны и тенденции
Per Capita Oil
earlywarn.blogspot.com: потребление нефти в мире по данным BP

Monthly Energy Review July 2012: Energy Consumption by Sector

— — — — — — — — —
Распределение энергопотребления по секторам показывает первичные и вторичные последствия кризиса.

Первичные последствия видны по Industrial и Transportation секторам, вторичные по Residential и Commercial.

За 2008-2011 гг.
Энергопотребление Residential почти почти не изменилось с 2008 г.
Энергопотребление Commercial незначительно уменьшилось.
Энергопотребление Industrial уменьшилось на 819 Trillion Btu
Энергопотребление Transportation уменьшилось на 930 Trillion Btu

Residential Sector Energy Consumption
Electricity Retail Sales росли почти все время кризиса.

Industrial Sector Energy Consumption
Снижение потребления Petroleum дает первую часть обяснения почему США в последние годы стали экспортером нефтепродуктов
Снижение потребления Natural Gas частично обясняет почему в США падение цен на газ с 2008 г.

Transportation Sector Energy Consumption
Снижение потребления Petroleum дает вторую часть обяснения почему США в последние годы стали экспортером нефтепродуктов

theoildrum: Evidence that Oil Limits are Leading to Limits to GDP Growth

http://www.theoildrum.com/node/9343

crudeoilpeak.infо: Yemen, добыча нефти 1980-2010

Crude oil production, crude exports & imports, petroleum consumption and petroleum product imports

http://crudeoilpeak.info/yemen

eia.gov: Caribbean

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

Oil Production

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

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

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

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

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

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

Major Oil Storage Centers in the Caribbean

Exports to U.S.

Natural Gas

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

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

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

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

Liquefied Natural Gas

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

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

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

Europe’s energy position, annual report 2010: EU energy consumption

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

http://ec.europa.eu/energy/observatory/annual_reports/doc/2010_annual_report.zip

graphoilogy.com: Saudi Arabia in One Chart

April 27, 2011
100= 1981 value

Data Sources:
IMF: GDP, Inflation, Value of exports (past 2009 is forecast)
BP: Brent prices, consumption, and proven reserves
EIA: monthly crude oil production
Baker Hughes: rig count
UN: population forecast
Ghawar forecast (past 2003 is forecast)
http://www.graphoilogy.com/2011/04/saudi-arabia-in-one-chart.html

spydell: Потребление нефти

Пик потребления нефти в Японии и Германии (1996 год), во Франции (1999), в Италии (1995), во всей западной Европе (2001) в Англии и США (2005). По всем развитым странам совокупное потребление нефти в день около 33.5 млн баррелей – это уровень 20 летней давности или 1991 года. Потребление нефти снижается 6 год подряд, от максимума -12%. Причины снижения потребления — повышение энергоэффективности экономики, переход на альтернативные источники энергии, стагнации в экономическом росте.

Страны БРИК, а в особенности Китай и Индия активно наращивают потребление. С 2005 года +31%, за 10 лет почти +70%, а с 1991 года +90%. По сути все, что сокращено развитыми странами компенсировано БРИК. По миру за 2010 год выходит 87.3 млн баррелей в день, а за 2011 примерно 88-89 млн против 85 млн в 2006. Т.е. темпы роста потребления замедляются. Если раньше с 98 по 2007 средние 5летние темпы роста потребления нефти по миру росли на 9-10%, то сейчас упали до 2-4%.

Кстати, если где-то увидите обоснования роста цен на нефть из-за роста спроса, то имейте в виду – это от лукавого )) В действительно никакой корреляции нет. Допустим, в 90-х годах спрос на нефть активно наращивали развитые страны, но цены на нефть практически не менялись и были 18-20 баксов и даже упали до 12 баксов в 98 году и выросли за 10 лет в ДЕСЯТЬ РАЗ! Очевидно, что ни инфляцией, ни уровнем спроса это обосновать нельзя, т.к. за это время (98-2008) совокупный мировой спрос по нефти вырос на 16% против тех же 16% с 1988 по 1998 (при падение нефти на 15%). Данные по нефти среднегодовые среди всех марок.

Сейчас мир на нефть тратит под 3.5 трлн баксов в год. В конце 20 века было 0.5 трлн. Расходы выросли в 7 раз )) Но тут понятно, кто выиграл, а кто проиграл )

От чего выросли цены? Десятилетиями фьючерсы выполняли роль хэджа для крупных промышленных и добывающих компаний. В случае с нефтью, например нефтехимическое предприятие, НПЗ и сама добывающая компания. Задача была снизить риск избыточных ценовых колебаний. Конечно, были представлены спекулянты, но порог входа в систему был очень высок. С улицы в торговый зал не пускали, а торги до 93 года проходили все в живую с голоса в огромном зале. Высокий порог входа был не только из-за огромных минимальных лотов, которые равнялись несколькими годовыми зарплатами типичного американца, но и по профессиональным требованиям.

Т.е. торговали либо аккредитованные представители банков, промышленных предприятий, либо профессиональные частные трейдеры. Всего было несколько сот человек, каждый друг друга знал. Сам по себе товарный рынок тех времен по сравнению с современным был малоспекулятивен, т.к. в 80% случаях сделки совершались по реальным потребностям реального сектора экономики и в большей степени зависели от экономической и политической конъюнктуры, чем от прихоти бангстеров.

И вот с 90-х годов начался бурный расцвет инвест.банков, взаимных фондов, хэдж фондов и остальных и впервые доступ к торгам стал предоставляться удаленно для любого участника без каких либо требований на проф.пригодность. Система начала насыщаться ликвидностью и уплотняться. В 90-х годах был особый ажиотаж с IPO компаний из ИТ сектора и надуванием дотком пузыря, поэтому до товарного рынка руки не доходили. Как завалили рынок акций, то принялись за товарно-сырьевые фьючерсы, драг металлы и так далее.

Нефть сейчас – это нечто на что можно делать ставки и технически фьючерсы на нефть ничем не отличаются от фьючерсов на песок, воздух, воду или на погоду. Разве что более раскручен и формально привязан к политической составляющей ценообразования. Т.е. от цены на нефть можно управлять экономическими показателями в странах экспортерах и импортерах нефти. Если нужно прижать Россию или Саудов, то нефть опустят, если нужно вызвать инфляцию в Китае, ударив по его бюджету, то нефть разгонят. Если нужно оказать давление на Европу, вызвав рецессию, то в условия сильной энергозависимости лучшим средством будет разгон цен на нефть.

Поэтому формируют цены на нефть не спрос Китая и Индии, а спекулянты Wall St + политики + нефтяные синдикаты и картели, причем влияние энерго-корпораций на правительство столь велико, что они могут диктовать свои условии и даже жертвовать экономическим ростом, ради прибылей. Им ничего не стоит опустить нефть до 50 и ее обосновать и разогнать до 200 и также обосновать. Все зависит о того, что хотят получить на выходе.

И еще. Нет по сути особых геополитических рисков. Разведанные запасы нефти по миру с 2000 года по 2010 выросли с 1.1 трлн баррелей до 1.4 трлн, т.е. по запасам нефти меньше не становится, не смотря на перманентное истощение природных ресурсов Земли, да и по стратегическим запасам тоже все впорядке.

Геополитический фактор скорее игровой спекулятивный момент, хотя перекрытие Ормузского пролива сильно отразится на мировом энергетическом балансе.
http://spydell.livejournal.com/422453.html

Оман: нефть и газ

Мillennium energy atlas, 1999


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

Oil

Natural gas


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=MU


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

energy.gov: Report On The First Quadrennial Technology Review


http://www.doe.gov/quadrennial-technology-review
http://energy.gov/downloads/report-first-quadrennial-technology-review
http://energy.gov/sites/prod/files/QTR_report.pdf

ОПЕК: годовой отчет 2010


http://www.opec.org/opec_web/en/publications/337.htm
http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/Annual_Report_2010.pdf

Federal reserve bank of St. Louis: Speculation in the Oil Market


http://research.stlouisfed.org/wp/2011/2011-027.pdf

Индекс сложности технологических процессов российских НПЗ

Правительство утвердило комплекс мер по организации мониторинга модернизации НПЗ (распоряжение опубликовано на сайте правительства).

Порядок мониторинга должен быть разработан в течение месяца. Появится единая база данных с техническими характеристиками НПЗ и перечнем оборудования, подлежащего замене. С 2012 г. государство начнет регулярно контролировать обновление производств и проводить экспертизу проектной документации.

Ростехнадзор уже занимается промышленным аудитом НПЗ, есть множество замечаний, рассказал вчера руководитель ведомства Николай Кутьин (цитата по «Интерфаксу»). Компании направят многомиллиардные инвестиции на обновление производства, говорит он, многие уже выделили деньги. Сейчас средняя глубина переработки на крупных НПЗ (свыше 0,5 млн т в год) — чуть более 69% (см. график).

Государство озаботилось модернизацией НПЗ после топливных кризисов. Весной несколько регионов столкнулись с дефицитом бензина. Среди причин чиновники называли и задержку модернизации заводов. На июльском совещании в Киришах премьер Владимир Путин призвал наказывать компании за срыв планов по модернизации. Нефтяникам предписали заключать с ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом четырехсторонние соглашения, устанавливающие обязательства по обновлению НПЗ. Теперь в эти соглашения будут включаться положения о госмониторинге.

Невыполнение условий соглашений может привести к необоснованному дефициту топлива, тогда будет возбуждено дело о нарушении антимонопольного законодательства, объясняет замруководителя ФАС Анатолий Голомолзин: компаниям в этом случае грозят не только оборотные штрафы, но и изъятие необоснованно полученного дохода. ФАС предупреждала, что меры ответственности будут очень жесткими, добавляет Голомолзин. Соглашения подписали почти все компании, знает он.

Санкции для нефтяников, не обновляющих НПЗ, обсуждались и на заседании правительственной комиссии по ТЭК в августе: Роснедра будут учитывать информацию о ходе модернизации при проведении аукционов, а ФТС лишит нерадивых нефтяников права на отсрочку по уплате пошлин. По словам представителя Минэнерго, нефтяники докладывают ведомству о ходе модернизации, а оно — правительству. В Ростехнадзоре и Росстандарте не ответили на вопросы, какие меры уже реализуются, какие готовятся.

Угроза отказа в предоставлении новых лицензий довольно призрачна, их и так выдается мало, полагает директор IHS CERA Сергей Вакуленко, а сокращение льгот для добычи обернется ее снижением, а значит, и доходов бюджета. Самый простой способ воздействия на нефтяников — штрафы и лишение лицензий, замечает независимый аналитик Денис Борисов, более действенный механизм — дальнейшее повышение экспортной пошлины на темные нефтепродукты до 80-90% (сейчас единая со светлыми — 66% от нефтяной). Меры не должны быть «дирижерскими», подчеркивает он: регулирование рынка в начале года показало, что без административного вмешательства цены растут даже медленнее.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/269155/za_neftyanikami_prismotryat

Per Capita Oil

Peak Oil Per Capita

A reader asks to see a graph of global oil supply per capita — here it is. The global population data are from the US census bureau, and the oil supply data are from ASPO through 1979 and EIA total liquids after that (the two sources agree to within a percent or so in the overlap).
http://earlywarn.blogspot.com/2011/09/peak-oil-per-capita.html

Per Capita Oil Consumption Around the World

Following up on yesterday’s post of global oil production per capita, the above graph shows oil consumption per capita for an illustrative selection of countries around the world (along with the world line in black for comparison). You can see that the developed countries all had peak consumption in the 1970s, fell in the early 1980s, then were flat for a while and began declining again. In Europe, that second decline began in the mid 90s and has been gradual. In the US it started in 2005 and has been rather abrupt.


http://earlywarn.blogspot.com/2011/09/per-capita-oil-consumption-around-world.html

World Per Capita Oil Consumption 1965 — 2009

The per capita consumption of oil and total primary energy were calculated for the world using data derived from the BP Statistical Review of World Energy (Web: http://www.bp.com) and the CIA World Factbook. (Web: http://www.cia.gov/publications/the-world-factbook/index.htm).
The average value for the 27 years inclusive from 1983-2009 was 4.54 bbl/P/Y with a standard deviation of 0.10 bbl/P/Y.


http://pages.ca.inter.net/~jhwalsh/oilcapv3pages.pdf

17.09.2011
1 trillion — Number of barrels of oil produced since the start of the industry
1.4 trillion — Estimated number of barrels currently considered technically and economically accessible—out of 5 trillion total barrels of petroleum resources in the ground
30% — Increase in annual world oil production since 1978

http://online.wsj.com/article/SB10001424053111904060604576572552998674340.html

21.09.2011
There will be peak oil
http://www.energybulletin.net/stories/2011-09-21/there-will-be-peak-oil
— — — — — — — — — —
Реклама авто США 1939-1969
http://www.darkroastedblend.com/2007/01/cars-girls-american-vintage-ads.html

earlywarn.blogspot.com: US Oil Consumption

The above graph shows US weekly petroleum products supplied (EIA) along with a nine week centered moving average to try to smooth out the noise a bit. Data begin in 2000 and go through the week of July 1st 2011. You can see that the high prices since the beginning of 2011 were causing a contraction in oil consumed.

Since the end of April, when prices peaked, consumption has started to rise again. Here’s a closer-in graph just showing 2009-2011, along with prices:


http://earlywarn.blogspot.com/2011/07/us-oil-consumption.html

Нефтегаз Украины, обзор компании, обзор страны

Н.Азаров: НАК «Нефтегаз Украины» будет ликвидирована
http://top.rbc.ru/economics/02/09/2011/613587.shtml

НАК «Нафтогаз Украины» (укр. НАК «Нафтогаз України» — национальная акционерная компания «Нефтегаз Украины») — государственная компания Украины по добыче, транспортировке и переработке нефти (укр. нафта) и природного газа.

Нафтогаз Украины является вертикально-интегрированной нефтегазовой компанией, которая совершает полный цикл операций по разведке месторождений, эксплуатационного и разведывательного бурения, транспортирования и хранения нефти и газа, транспортирования природного и сжиженного газа потребителям. Стратегическими целями компании остаются усиление вертикальной интеграции с выходом на розничный рынок нефтепродуктов и в нефтехимическую промышленность; укрепление позиций главного транзитёра российского газа в европейские страны, создание диверсифицированной ресурсной базы за пределами Украины.

Год основания, 1991
Крупнейшая компания Украины, в 2004 году на неё пришлось 13,8 % ВВП Украины.

В состав НАК Нафтогаз Украины входит три дочерние компании (ДК), пять дочерних предприятий (ДП), два государственные акционерные общества (ГАО) и два открытые акционерные общества (ОАО). Деятельность компании распределяется на четыре ветви: 1) добыча и переработка, 2) транспортирование, 3) розпределение и реализация и 4) обеспечение производства.

Список компаний
1) добыча и переработка
ДК Укргаздобыча
ГАО Черноморнефтегаз
ОАО Укрнефть (обладает контрольным пакетом акций: 50 % + 1 акция)
2) транспортирование
ДК Укртрансгаз
ОАО Укртранснефть
ГАО Укрспецтрансгаз
3) распределение и реализация
ДК Газ Украины
ДП ВЗП Нефтегаз
СП Укргазэнерго (владеет 50 % акций)
ДП Нефтегазсети
4) обеспечение производства
ДП Укрнефтегазкомплект
ДП Науканефтегаз
ДП ЛИКВО
Дочерние компании
Дочерняя компания НАК «Нафтогаз Украины» — «uk:Укртрансгаз» — управляет 13 подземными хранилищами газа (ПХГ) общим объёмом свыше 32 млрд кубометров, которые являются частью газотранспортной системы Украины и предназначены для обеспечения бесперебойной поставки газа в европейские страны за счёт накапливания запаса в летние месяцы с последующим использованием в зимний период.
Ещё одна дочерняя компания — «Укрнафта» — наибольшая нефтедобывающая компания Украины. Кроме того, «Укрнафта» является крупнейшим украинским производителем сжиженного газа.

Промышленная добыча нефти началась в 18 в. и уже в 1909 г. на Прикарпатье добыча нефти составила 2 млн тонн. Газовая отрасль топливной промышленности Украины берёт своё начало с введения в эксплуатацию Дашавского газового месторождения и построения первого газопровода Дашава-Стрый в 1924 г. Интенсивному развитию послужило последующие открытия месторождений нефти и газа на территории современных нефтегазоносных областях Днепровско-Донецкой, Карпатской и Причерноморско-Крымской.

Максимального уровня добычи нефти Украина достигла в 1972 г. — 14.4 млн тонн (вместе с газовым конденсатом), а природного газа — в 1975 г. — 68.7 млрд куб. м. В 1945 г. начались первые экспортные поставки природного газа с территории Украины — в Польшу, а с 1967 г. в Чехословакию, позже — в Австрию. Нефтяной транзит с Украины начался в 1962 г. — в Чехословакию.

В 1990-е годы единственный газопровод из России в Западную Европу пролегал через территорию Украины. Компания «Нафтогаз Украины», осуществлявшая транзит российского газа через украинскую территорию, накопила гигантскую задолженность перед «Газпромом». Для того, чтобы избавиться от транзитной зависимости от Украины, был осуществлён проект строительства газопровода Ямал — Европа в обход Украины — через Белоруссию и Польшу. В конце 1999 он был открыт.
В 2000 ушло в отставку правительство Виктора Ющенко, Украина расплатилась с долгами, а Россия получила рычаг для давления на Украину. После запуска первой ветки Ямал — Европа газовые войны между Россией и Украиной прекратились. В 1999—2001 Украина поставила России в счёт долгов за природный газ стратегические бомбардировщики Ту-160 и крылатые ракеты Х-55, оставшиеся после раздела советского военного арсенала на Украине. За это Украине было погашено $285 млн из 1-миллиардного долга за поставленный российский газ.
В 2006 Нафтогаз отдало права на продажу газа на территории Украины компании Rosukrenergo

Сейчас доля нефти и природного газа в общем балансе использования первичных энергоресурсов Украины составляет 61 %. Приоритетный энергоресурс — природный газ, его доля в энергобалансе — 41-43 %. Украина относится к странам с дефицитом собственных природных углеводородных ресурсов, удовлетворяя потребности в газе за счет собственной добычи на 23-25 %, в нефти — на 12-15 %.
В 1991 г. потребление газа составило 118,1 млрд куб. метров и занимало 3-е место по его потреблению в мире, уступая США и России. За последние 13 лет потребление газа сократилось на треть и в 2006 г. составляло 73,9 млрд куб. метров.

(по данным на 1 января 2009 г.)
• Количество месторождений в эксплуатации — 234
• Эксплуатационный фонд скважин (газовых / нефтяных / нагнетающих) — 2568 / 2494 / 312
• Протяженность газопроводов высокого давления, тыс. км — 38,2
• Количество компрессорных станций / цехов — 73 / 110
• Мощность компрессорных станций, МВт — 5450
• Протяженность газораспределительных систем, тыс. км — 347
• Количество подземных газохранилищ — 13
• Протяженность магистральных нефтепроводов, тыс. км — 4,7
• Количество насосных станций — 28
• Мощность насосных станций, МВт — 357
• Количество газопереробатывающих заводов — 5
• Количество автомобильных газонаполняющих компрессорных станций (АГНКС) — 91
• Количество сотрудников, тыс. чел. — 172
http://ru.wikipedia.org/wiki/Нафтогаз_Украины

О Компании
Компания “Нафтогаз Украины” вырабатывает восьмую часть валового внутреннего продукта Украины и обеспечивает десятую часть поступлений в Государственный бюджет. Общее количество работающих на предприятиях Компании составляет 175 тысяч человек, что составляет около 1% трудоспособного населения страны. Свыше 90% нефти и газа в Украине добывается предприятиями Компании.

История
В 1991 году потребления природного газа составляло 118,1 млрд. куб. метров и страна занимала 3 место в мире по уровню потребления газа, уступая только США и России. За 18 лет использование природного газа в Украине снизилось на 55% и в 2009 году составило 51,9 млрд. куб. метров.

Компания сегодня

Разведка и бурение

За 2010 год нефтегазодобывающие предприятия Компании выполняли геологоразведочные работы на 77 площадях и месторождениях в трех нефтегазоносных регионах Украины – Западном, Восточном и Южном.

Объем поисково-разведывательного бурения за счет собственных средств предприятий Компании составил 151,9 тыс. метров
(Объемы геологоразведочного бурения в Украине).

Окончены строительством 57 поисковых и разведывательных скважин; переданы в эксплуатацию 25 скважины.

По результатам поисково-разведывательных работ в 2010 году открыты 3 новых месторождения: Буцивское газовое месторождение в Львовской области, Восточно-Калинковское нефтяное месторождение в Сумской области и Северо-Мигринское нефтегазовое месторождение в Луганской области.

Открыты новые продуктивные залежи на 8 месторождениях, которые находятся в разведке или разработке.

Прирост запасов углеводородов промышленных категорий составил 26,17 млн. тонн условного топлива
(Динамика прироста запасов углеводородов по Украине).

Предприятия Компании продолжали сейсморазведочные исследования (2D и 3 D сейсмика) как на суше, так и на перспективных структурах шельфа Черного моря.

Объем эксплуатационного бурения составил 142,9 тыс. метров. Окончено строительство 50 эксплуатационных скважин; переданы в эксплуатацию 88 скважин
(Объемы эксплуатационного бурения в Украине).

Добыча
Украина имеет значительные доказанные запасы и потенциальные ресурсы нефти и природного газа.

Потенциальные ресурсы природного газа составляют 5,4 трлн.куб.м, газового конденсата – более 400 млн. тонн, нефти – 850 млн. тонн.

Добыча газа, газового конденсата и нефти в Компании осуществляют ДК «Укргазвыдобування», ОАО «Укрнафта» и ГАО «Чорноморнафтогаз», на которые приходится 92% добычи нефти и конденсата и 91% добычи газа в Украине.

Предприятиями Компании эксплуатируются 235 газовых, нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Значительная часть из них находится на завершающей стадии разработки и характеризуется осложненными геологическими и технологическими условиями эксплуатации.

Добыча природного газа в Украине на протяжении продолжительного периода сокращалась; в 1997-2000 годах объем добычи стабилизировался на уровне 18 млрд.куб.м в год. За последние семь лет добіча стабилизировалась на уровне 20-21 млрд.куб.м в год. В 2010 году добіча газа составила 20,5 млрд.куб.м., в том числе по Компании «Нафтогаз Украины» — 18,3 млрд.куб.м. Этого удалось достичь за счет внедрения мероприятий по повышению эффективности использования производственной и ресурсной баз, введения в разработку новых месторождений и залежей.

Добыча нефти и конденсата в Украине на протяжении 1998-2004 годов сохранялась на уровне 3,7-4,2 млн. т в год.

На протяжении 2006 – 2010 годов наблюдается стабильное уменьшение добычи нефти в результате нескольких причин. Во-первых, значительная истощенность запасов углеводородов на основных месторождениях, во-вторых – недостаточные приросты разведанных запасов.

В 2010 году нефтегазодобывающие предприятия Компании “Нафтогаз Украины” добыли 3,3 млн.т нефти с конденсатом.

Транспортировка

Украина имеет развитую газотранспортную систему, которая включает 39,8 тыс. км газопроводов (Развитие газотранспортной системы Украины),

в том числе 14 тыс. км диаметром 1020-1420 мм, 74 компрессорные станции (112 компрессорных цехов), общая мощность которых 5450 МВт, 13 подземных хранилищ газа. Пропускная способность системы составляет на входе 288 млрд.куб.м. в год, а на выходе — 178,5 млрд.куб.м. в год.

Газотранспортная система,

оператором которой является предприятие в составе Национальной акционерной компании “Нафтогаз Украины” — дочерняя компания “Укртрансгаз”, обеспечивает подачу газа внутренним потребителям и осуществляет основной объем транзита (около 80%) экспортных поставок российского газа в другие европейские страны.

Компания каждый год транспортирует для потребителей Украины 50-60 млрд. куб. м и транзитом в страны Западной и Центральной Европы 110-120 млрд. куб. м природного газа (Объемы транзита природного газа по территории Украины).

Сегодня существует техническая возможность увеличения транзита газа в страны Центральной и Западной Европы до 142 млрд. куб. м в год без расширения газотранспортной системы.

Важным технологическим элементом газотранспортной системы является 13 подземных газохранилищ с активным объемом 32 млрд.куб.м. Сеть подземного хранения газа включает четыре комплекса — Западноукраинский, Киевский, Донецкий и Южноукраинский. Максимальный возможный отбор при полном заполнении подземных хранилищ газа может достичь 250 млн.куб.м в сутки.

Транспортировка нефти
Кроме газопроводной системы, Украина имеет развитую нефтепроводную систему. В системе нефтепроводов, общая длина которых составляет 4,7 тыс. км, работает 51 магистральная нефтеперекачивающая станция. Емкость резервуарного парка — более 1 млн. куб. метров. Пропускная способность системы на входе составляет 114 млн.т нефти в год, на выходе — около 56 млн. т в год.

Магистральные нефтепроводы Украины обеспечивают поставки нефти из России и Казахстана на нефтеперерабатывающие заводы Украины и прокачку ее на экспорт в страны Центральной и Западной Европы.

Транспортировку нефти в Украине осуществляет ОАО «Укртранснафта», входящее в состав Компании. В системе ОАО «Укртранснафта» функционируют три предприятия — филиал «Приднепровские магистральные нефтепроводы» (Юго-восточный регион Украины), филиал «Магистральные нефтепроводы «Дружба» (Северо-западный регион Украины) и филиал «Южные магистральные нефтепроводы» (южный регион Украины).

До 2000 года объемы транспортировки нефти по трубопроводной системе Украины оставались стабильными на уровне 65 млн. тонн в год, в том числе транзитом на экспорт до 53 млн. тонн нефти. В 2010 году протранспортировано 29,8 млн. тонн нефти, в том числе транзитом 20,1 млн. тонн, на нефтеперерабатывающие заводы Украины поставлено 9,7 млн. тонн. (Объемы трубопроводной транспортировки нефти в Украине)

Переработка
Переработка газа и газового конденсата осуществляется на 5 газоперерабатывающих заводах Компании и на 4 установках по переработке углеводородного сырья.
За 2010 год предприятиями Компании произведено 791,6 тыс. т светлых нефтепродуктов, 374,9 тыс. т пропан-бутана.
В 2010 году в Украине произведено 3 084 тыс. тонн бензинов, 3 354 тыс. тонн дизтоплива, 2 297 тыс. тонн мазута и 679 тыс. тонн пропан-бутана.

Распределение и потребление
Сегодня доля нефти и газа в общем балансе использования первичных энергоресурсов Украины составляет около 60%. Приоритетным энергоресурсом является природный газ, доля которого в энергобалансе за последние годы составляет 38-41%.
(Структура потребления первичной энергии в Украине)

Украина относится к странам с дефицитом собственных природных углеводных ресурсов, удовлетворяя потребность в газе за счет собственной добычи на 35% (2010), в нефти — на 12-15%. В 1991 году потребление газа составляло 118,1 млрд.куб.м и страна занимала ІІІ место в мире по уровню потребления газа, уступая только США и России. Использование природного газа в Украине в 2010 году составило 57,6 млрд.куб.м.
(Объемы потребления природного газа в Украине)

Обеспечение потребителей природным газом осуществляется газовыми сетями (давлением до 12 атмосфер), длина которых составляет 349,2 тыс. км. Необходимый режим газоснабжения в этих сетях обеспечивают 61 тыс. газораспределительных пунктов.

Уровень газификации жилья природным газом на сегодня составляет 78,1% в городах и 38,2% в сельской местности. Газифицировано природным газом 428 городов, 600 поселков городского типа и 12,4 тысяч сел. Осуществляется газоснабжение 147 тыс. промышленных и коммунально-бытовых потребителей, а также около 13,43 млн. квартир и частных домов.

Международная деятельность
В рамках реализации Концессионного соглашения на проведение нефтяной разведки и эксплуатации, подписанного 13 декабря 2006 года между Арабской Республикой Египет и Египетской Генеральной Нефтяной Корпорацией (ЕГНК) и Компанией «Нафтогаз Украины», украинская Компания продолжает осуществлять активные шаги по освоению концессионного участка Алам Эль Шавиш Ист (Alam El-Shawish East) на территории Западной Пустыни Арабской Республики Египет. 18 февраля 2009 года при испытании разведывательной скважины был получен приток нефти дебитом 80 тонн (588 баррелей) в сутки. Таким образом, впервые за историю независимости была получена нефть за пределами Украины.

Компания осуществила коммерческое открытие и 19 апреля 2010 года начала раннюю добычу углеводородов. По состоянию на апрель 2011 года добыто более 350 000 баррелей нефти и открыто пять месторождений нефти и газа. При испытании последней пробуренной скважины было получено 155,8 куб.м конденсата и около 457 000 куб. м. газа в сутки. В пределах концессионной территории продолжаются поисково-разведочные работы.

Национальная акционерная компания «Нафтогаз Украины» и Египетская Генеральная Нефтяная Корпорация создают совместное предприятие «Петросаннан», которое как компания-оператор будет обеспечивать дальнейшую добычу и сдачу нефти на участках, которые получили статус «отвода под разработку». С целью расширения ресурсной базы углеводородов Компания на территории Египта провела изучение геолого-геофизических материалов и разработала технико-экономическое обоснование целесообразности инвестирования в освоение перспективных объектов лицензионных блоков «South Wadi Mahareeth» и «Wadi Mahareeth» компании Ganope в Восточной пустыне.

Парафированы проекты Концессионных соглашений на проведение нефтяной разведки и эксплуатации этих лицензионных блоков между Арабской Республикой Египет, компанией «Ganope» и Национальной акционерной компанией «Нафтогаз Украины».
19 июня 2010 года проекты указанных соглашений были утверждены Парламентом АРЕ.

Компания реализует в Объединенных Арабских Эмиратах инвестиционный проект по поиску, разработке и эксплуатации месторождений углеводородов на территории эмирата Аль-Фуджейра.
Работы выполняются в рамках Контракта о долевом распределении продукции между компанией «Нафтогаз Украины», Правительством эмирата Аль-Фуджейра и СП «NAFTOGAZ Middle East L.L.C.», подписанного 26 января 2005 года.
Компания выполняет поисково-разведывательные работы и исследование геологических структур в пределах 4-х лицензионных блоков эмирата.

Компания продолжает работу по выходу на нефтегазовые рынки и реализации совместных проектов в странах Северной Африки.
В 2009 году Компания успешно прошла преквалификацию в Государственной алжирской компании «АЛНАФТ» (ALNAFT) и получила разрешение сроком на три года, что дает возможность Компании принимать участие в тендерах на выполнение работ по разведке и разработке месторождений нефти и газа.

Энергосбережение
В технологических процессах производственные предприятия НАК «Нафтогаз Украины» используют природный газ (87%), электроэнергию (3%), тепловую энергию (2%), другие виды топлива (8%).

На компрессорных станциях газотранспортной системы Украины (ДК «Укртрансгаз») осуществляется замена физически изношенных и морально устаревших газоперекачивающих агрегатов на новые, большей производительности. За последние 8 лет произведена замена 37 ГПА (КПД на уровне 24-25%) на новые, более энергоэффективные (КПД на уровне 32-36 %), украинского производства.

За счет внедрения энергосберегающих мероприятий в 2009 году на предприятиях НАК «Нафтогаз Украины» достигнута экономия топливно-энергетических ресурсов в размере 315 тыс. тонн условного топлива, в том числе 261 млн.куб.м природного газа .

За последние 9 лет экономия топливно – энергетических ресурсов составила 3,5 млн. тонн условного топлива.

Структура Компании

Дочерние компании

ДК «Укргазвыдобування»
Основная компания по добыче природного газа и газового конденсата. В составе дочерней компании — 4 предприятия по газодобыче, предприятие по бурению буровых скважин, управление по переработке газа и газового конденсата (2 газоперерабатывающих завода).
www.ugv.com.ua

ОАО «Укрнафта»
Основное предприятие по добыче нефти. В составе Общества — 25 основных производственных и обслуживающих подразделений, в том числе 6 предприятий по бурению скважин, 6 нефтегазодобывающих управлений, 3 газоперерабатывающие завода.
www.ukrnafta.com

ГАО «Чорноморнафтогаз»
Осуществляет разведывательное и эксплуатационное бурение, добычу нефти и газа в акватории Черного и Азовского морей, транспортировку и хранение газа в Автономной Республике Крым.
www.gas.crimea.ua

ДК «Укртрансгаз»
Осуществляет весь объем транспортировки и хранения природного газа на территории Украины (за исключением Автономной Республики Крым), подачу его потребителям, транзитные поставки российского газа в страны Европы, эксплуатационное обслуживание и строительство объектов газотранспортной системы. В составе дочерней компании — 18 основных производственных и обслуживающих подразделений, в том числе 6 предприятий — операторов газопроводов высокого давления.
www.utg.ua

ОАО «Укртранснафта»
Осуществляет поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы Украины, а также транзит российской и казахской нефти на экспорт в другие страны Европы. В составе предприятия — два филиала: «Приднепровские магистральные нефтепроводы» и «Магистральные нефтепроводы «Дружба», а также нефтепровод Одесса — Броды и морской нефтяной терминал «Пивденный».
www.ukrtransnafta.com

earlywarn.blogspot.com: потребление нефти в мире по данным BP

Страны, нарастившие потребление нефти, stacked area graph

Страны, нарастившие потребление нефти, индивидуальные графики

Страны, нарастившие потребление нефти, индивидуальные графики без Китая

Связь экономического роста и потреления нефти

Потреление в мире

the top ten largest decliners (by 2010 consumption) and plot their consumption post their respective peaks, as a percentage of that peak

http://earlywarn.blogspot.com/2011/06/peak-oil-is-not-synchronous.html

eia.doe.gov: Мавритания, нефть


http://www.eia.doe.gov/countries/country-data.cfm?fips=MR#undefined