Архив меток: рейтинги добыча

spydell: Зависимость от нефтегаза

Насколько велика зависимость России от нефтегаза в сравнении с крупнейшими мировыми экспортерами нефти? Под нефтегазом подразумевается не только экспорт сырой нефти, но также газа (в том числе сжиженного газа) + нефтепродуктов. Для начала следует определить ведущих экспортеров нефти. Для корректности речь пойдет исключительно о чистом экспорте, в противном случае возникнет абсурдная ситуация, когда США станет четвертым экспортером нефтегаза в мире, хотя по факту является крупнейшим чистым импортером нефти, даже не смотря на текущую рекордную добычу газа и нефти в стране.

Общемировой чистый экспорт нефтегаза составляет 1.77 трлн долл за прошлый год, на 30 крупнейших стран приходится 1.75 трлн или 99% от общемирового экспорта.

Итак, сравнительная таблица отсортирована по [2] столбцу, т.е. по крупнейшим чистым экспортерам нефтегаза с объмом не менее 3 млрд в год. Данные я рассчитал за 2013-2014г, но без учета Венесуэлы, где доступ к данным пока закрыт всем.

[0] – общий экспорт товаров в млрд долл
[1] – валовый экспорт нефти, газа и нефтепродуктов в млрд долл
[2] — чистый экспорт нефти, газа и нефтепродуктов в млрд долл
[3] – валовый экспорт нефти и газа в млрд долл
[4] – чистый экспорт нефти и газа в млрд долл
[5] – валовый экспорт нефтепродуктов в млрд долл
[6] – чистый экспорт нефтепродуктов в млрд долл
[7] – доля валового экспорта нефтепродуктов от валового экспорта нефти, газа и нефтепродуктов.

Россия является крупнейшим в мире чистым экспортером нефтегаза (357 млрд долл), следом Саудовская Аравия, ОАЭ, Кувейт и Норвегия.

А это крупнейшие чистые импортеры нефтегаза. Здесь бы я отметил, что США улучшили торговый баланс по этой статье более, чем на 150 млрд долл за 4 года за счет приращения собственной добычи.

Доля нефтегаза в совокупном экспорте товаров в России составляет 70% — также, как в Норвегии, ОАЭ, но несколько ниже, чем в Иране и Казахстане.

Страны, где почти весь (свыше 95%) экспорт составляет нефтегаз – Кувейт, Ирак, Нигерия, Ангола, Алжир, Ливия, Гвинея, Бруней. Крайне высокая зависимость (свыше 85%) также в Саудовской Аравии, Катаре, Азербайджане, Туркменистане.

Что касается отношения чистого экспорта к ВВП? В России 17% — вновь также, как и в Норвегии. Вообще, в России и в Норвегии схожая структура экономики, климат и степень проникновения нефтегаза. Но Норвегия одна из самых богатых стран мира, а Россия? Известно какая. Причина на поверхности – 5 млн чел против 145 млн, тем самым на душу населения чистый экспорт нефтегаза почти в 10 раз выше!

[0] – доля валового экспорта нефти, газа и нефтепродуктов в общем экспорте товаров (%)
[1] – доля чистого экспорта нефти, газа и нефтепродуктов от ВВП (%)
[2] – чистый экспорта нефти, газа и нефтепродутов на душу населения в долл
[3] – население в млн чел
Но справедливости стоит отметить, что 17% это меньше, чем есть по факту, т.к. чистый экспорт не учитывает производство для внутреннего потребления + нефтесервисные компании + транспортировку нефти и газа + сферу обслуживания нефтегаза и так далее. Но если оценивать по единой методологии, т.е. чистый экспорт нефтегаза к ВВП, то зависимость в Саудовской Аравии почти в три раза выше, чем в России.

Нефтяные страны (где доля чистого экспорта нефтегаза выше 30%) – Саудовская Аравия, ОАЭ, Кувейт, Ирак, Ливия, Ангола, Оман, Азербайджан, Гвинея и так далее.

Если сравнивать чистый экспорт на душу населения, то в России на уровне Ирака, Анголы, Азербайджана, хотя уровень жизни в России заметно выше, чем в этих странах. В Ливии и Омане доходы на душу населения в разы выше, но народ нищий.
Причины две:

Сверхдоход забирают США (за услуги по демократизации) и приближенные к трубе олигархи, короли и прочий сброд (особенно Ирак, Ливия, Оман)

Структура экономики в России более диверсифицирована по сравнению с этими странами.

Но это относится не только к Ираку и Ливии. Сверхдоходы к себе США забирает в Саудовской Аравии, ОАЭ, Кувейте, Катаре и других странах.

На счет последствий для экономики стран с зависимостью нефтегаза выше 30% от ВВП? Не все так однозначно. За исключением Саудовской Аравии и ОАЭ во всех остальных странах народ живет на уровне скота или даже хуже. Для них изменений не было, нет и не будет. Там нет никакой экономики и никогда не было. Есть нефтевышки и магистраль, контролируемая транснациональными энергетическими компаниями из США и Европы. Потеряют США, Европа и несколько человек примкнувших к трубе. Что касается Саудовской Аравии и ОАЭ, то населения не так много, а ЗВР достаточно, что позволит демпфировать низкие цены. В Норвегии денег хватит на несколько поколений вперед, так что в наиболее уязвимом положении находится как раз Россия и Иран в силу большой территории (необходимости ее охранять и держать оборонные расходы на высоком уровне), 145 млн населения и огромного количества внутренних и внешних проблем. С Венесуэлой отдельной разговор, там все очень плохо.

http://spydell.livejournal.com/589408.html

— — — — —
24 июля 2006 Может ли Россия стать нефтяным раем? Владимир Милов http://iv-g.livejournal.com/532577.html

Реклама

nilsky-nikolay: Россия в ряду Великих Держав (1894-1904 гг.). Добывающая промышленность

http://nilsky-nikolay.livejournal.com/820269.html

neftianka: Российская добыча нефти и конденсата в сентябре 2014 г.

Свежие данные ЦДУ, согласно которым падение добычи у «Роснефти» составляет 1,5% только за сентябрь текущего года. А у «Башнефти» рост добычи в 16%.

http://neftianka.livejournal.com/417510.html

— — — —
На красном фоне с верху вниз:
— Славнефть -4.2%
— Русснефть -3.5%
— Новатэк -3.5%
— ПЗС[?] без РИТЭК -3.3%
— Роснефть+ТНК-ВР (органический рост) -1.5%
— Газпром -1.3%
— ЛУКОЙЛ всего (без Западной Курны и M&A) -0.8% (M&A — Самара-Нафта)

26.04.2013
Компания «ЛУКОЙЛ» назначила ОАО «РИТЭК» управляющей организацией ЗАО «Самара-Нафта».
Как уже сообщалось, в начале апреля 2013 года ЛУКОЙЛ и владельцы ЗАО «Самара-нафта» подписали договор о купле-продаже 100% акций ЗАО «Самара-нафта», которое добывает нефть в Самарской и Ульяновской областях РФ.

Добыча ЗАО «Самара-Нафта» составляет около 2,5 млн тонн нефти в год. Совокупная добыча нефти с начала разработки месторождений составляет более 10 млн т. Компания обладает запасами нефти категорий С1 и С2 в объеме около 85 млн тонн, что создаёт достаточный потенциал для роста добычи.

ЗАО «Самара-Нафта» владеет правами на разведку и разработку более 60 месторождений в пределах 23 лицензионных участков. Товарная нефть поступает в магистральный нефтепровод ОАО «Транснефть». Месторождения, принадлежащие компании находятся в начальной стадии разработки и характеризуются возможностями поддержания и наращивания уровней добычи. Также ЗАО «Самара-Нафта» обладает мощностями по подготовке нефти.

«Как управляющая организация ОАО «РИТЭК» делает ставку на реализацию стратегических задач по повышению эффективности использования минерально-сырьевой базы за счет применения новых технологий, внедрения инноваций в проекты разработки, эффективного управления проектно-изыскательной деятельностью» — сказал генеральный директор ОАО «РИТЭК» Николай Николаев.
http://www.ritek.ru/node/1373

— ЛУКОЙЛ всего (без Западной Курны) -0.5%

— — — —

17 сентября 2014
В компании «Роснефть» назвали «бредом» предположение экс-главы «ЮКОСа» Михаила Ходорковского о желании компании получить активы «Башнефти» из-за падения добычи нефти.

«Это вообще на грани бреда», — заявил РИА Новости пресс-секретарь «Роснефти» Михаил Леонтьев.

«У нас добыча абсолютно устойчивая. Некоторое ее временное снижение связано с тем, что компания очень активно занимается рационализацией сервисов. Мы отказались от услуг очень серьезных сервисных компаний, потому что они просто завышают цены. У нас резко увеличивается эффективность», — добавил он.

Ранее экс-глава ЮКОСа Михаил Ходорковский заявил, что считает арест председателя совета директоров АФК «Система» Владимира Евтушенкова попыткой отнять у него компанию «Башнефть». В этом, по мнению Ходорковского, заинтересована «Роснефть».
«То, что сделано — не к месту и не ко времени. Более неудачного момента просто трудно себе представить, чтобы такие вещи делать», — сказал Ходорковский в интервью газете «Ведомости».

При этом Ходороковский сравнил арест Евтушенкова с делом ЮКОСа.
http://www.bbc.co.uk/russian/rolling_news/2014/09/140917_rn_rosneft_evtushenkov_comments

eia.gov: Добыча нефти и газа в России в 2013 г.

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=18051

Карта новых нефтегазовых месторождений России


3007х20124
http://nilsky-nikolay.livejournal.com/819813.html

spydell: Сырьевое проклятие

Удивительный парадокс. В мире не было ни одного случая, чтобы страна, ориентированная на экспорт сырья одновременно имела высокоразвитую технологическую промышленность мирового уровня.

В структуре экспорта товаров сейчас у России доля сырья составляет около 83%. Но не все так плохо, — есть страны, где еще хуже ))

Если брать страны с объемом ВВП свыше 150 млрд долл, то в Ираке и Алжире, например, доля экспорта сырья составляет 99.5%! ))

В критерий стран с экономикой свыше 150 млрд. попадают 57 стран. «Сырьевой экспорт» можно классифицировать при доле сырья в совокупном экспорте товаров на уровне 75%. С этим критерием попадают 15-16 стран и вот кто:

В таблице, которая выше я выделили три категории экспорта.

Экспорт первого уровня (экспорт 1L), т.е. сырье и минимальная первичная обработка. Например, нефть и нефтепродукты, газ, уголь, руды, цветные и драгоценные металлы, неметаллическое минеральное сырье, первичное хим сырье, удобрения, животные и растительные масла, сельхоз сырье, лесоматериалы и текстиль сырье, меха, кожа.

Экспорт второго уровня (экспорт 2L) – продукция низких и средних технологий, такие как продукты питания и напитки, одежда и обувь, деревообработка и мебель, производство пластмассы и простых резиновых изделий, металлообработка и прочие позиции.

Экспорт третьего уровня (экспорт 3L). Технологическое производство и продукция высоких технологий. Машиностроение промышленного и коммерческого назначения всех типов и видов, транспортное оборудование, электрооборудование, микроэлектроника, компьютеры и компоненты, телекоммуникации, бытовая техника и электроника, оптика и высокоточное медицинское оборудование, фармацевтическая продукция, технологическое хим.производство и многое другое.

Из развитых стран и высоким уровнем благополучия есть только Норвегия (80%) и Австралия (78%). Доля сырья на уровне 50% — это можно считать, как экспорт, ориентированный на сырье. Список расширяется до 20 страны, где уже Канада попадает в эту зону.

Но что любопытно. Среди этих 20 стран развитие экспорта третьего уровня депревировано, подавлено, либо в принципе отсутствует. Назовите хотя бы одного производителя электрооборудования, машин или промышленных механизмом с мировым именем в Чили, Колумбии, Венесуэле, Перу или Индонезии, не говоря уже про страны Африки или Ближнего Востока? Никого там нет.

Только Россия, Австралия и Канада имеет производство из выше названных технологических секторов, но либо ничтожно в масштабе экономики, либо развито внутри страны, но неконкурентоспособно на мировой арене. Не вдаваясь в номенклатуру товаров, которых миллионы сообщу, что экспорт технологических товаров из вышеназванных сегментов и отраслей в России всего 30 млрд в год, в Австралии меньше 20 млрд, а Канаде около 130 млрд. Сильные глобальные позиции России в производстве оружия, начиная от пистолетов, заканчивая ядерным оружием и высокоточными системами ПРО, плюс аэрокосмическая отрасль, к сожалению, не компенсируют проблемы и пробелы в более массовых сегментах.

Также есть такое наблюдение, что страны с высокой долей сырьевого экспорта обычно слабо диверсифицированы, т.е. нет широкого спектра развитых отраслей. При этом высокий уровень жизни определяется не политической или экономической системами, а количеством жителей в стране. Например, богатство Катара, Кувейта, Саудовской Аравии и Норвегии обеспечено высокой величиной сырьевого экспорта в расчете на душу населения – много нефтегазового экспорта при малом количестве населения. Грубо говоря, если бы в России было бы не 140 млн человек, а 20-30 млн, то Россия была бы богаче Норвегии и Швейцарии ))

В принципе есть определенная зависимость, чем выше доля сырьевого экспорта, то тем слабее позиции в технологических отраслях за редкими исключениями. С другой стороны отсутствие сырья, разумеется не гарантирует наличие высоких технологий, что в общем то тривиально. Есть масса недоразвитых стран, которые не имеют сырья, но также не имеют ничего другого, так называемые банановые республики, как например Гвинея, Нигер, Зимбабве и другие представители прошлой эпохи собирательства и земледелия. Но среди относительно крупных стран при низкой доли сырьевого экспорта можно выделить – Турцию, Вьетнам, Пакистан, Украину, Аргентину, Индию, где структура экспорта смещена в сторону низких и средних технологий.

Но также можно обратить внимание на то, что наличие двух условий (отсутствие сырья и высокий уровень жизни) почти всегда предполагает развитие высокотехнологического производства в стране, что можно видеть по Японии, Германии, Корее, Швейцарии.

На текущий момент мировые лидеры в экспорте третьего уровня следующие: Китай (1.1 трлн), Германия (0.8 трлн), США (0.67 трлн), Япония (0.47 трлн), Корея (0.35 трлн), Франция (0.3 трлн), Италия (0.23 трлн). Сингапур, Бельгия и Нидерланды — это в основном транзитные хабы продукции из Европы в Азию и наоборот.

Парадоксы сырьевого проклятия можно объяснить принципом наименьшего сопротивления. Денежные потоки и ресурсы в первую очередь концентрируются там, где меньше всего сопротивления при наибольшей отдаче. Зачем развивать технологий, когда под ногами лежит сырье – бери и продавай. Когда нет сырья, то для получения достойного уровня жизни приоритет смещается в сторону других наиболее рентабельных отраслей с высокой добавленной стоимостью в расчете на одного занятого.

Развитие высокотехнологического производства требует огромных инвестиций, времени в отсутствии каких либо гарантий на возврат средств, тогда как при наличии нефти заказал буровую установку, подключил к нефтепроводу и продавай себе, не зная бед. Т.е. центральная идея следующая – в странах, где есть нефть и газ сложно привлечь значительные длинные деньги в сомнительные проекты в области высоких технологий, т.к. эти проекты предполагают длительный срок окупаемости при слабопредсказуемом чистом положительном выхлопе (профите) в условиях высокой конкуренции на мировой арене. Зачем, когда есть гарантированный спрос на нефть и газ и внятные перспективы. Зачем вкладываться в отрасли, которые через 5-7 лет смогут приносить в лучшем случае 10% чистой маржи, когда нефтегаз дает под 70-80% (не считая налогов)?

Т.е. для развития технологических отраслей (предполагающие наибольшие усилия при наименьшей вероятности окупаемости) необходимы внутренние или внешние шоки, структурные дисбалансы.

Развитость СССР (по тем временам) во многом обязана холодной войне, что вынуждало развивать ВПК. А что такое ВПК в условиях относительно закрытой от внешнего мира экономики? Это одновременно развитие внутри страны металлургии, машиностроения, химии, оптики, электроники, радиотехники, компьютеров, средств автоматизированного проектирования и многого другого. А для этого нужны научно-исследовательские институты, а следовательно развивается наука и технологии. Но, кстати, не всем это дано. Угроза войны, закрытые границы и факторы, способствующие мобилизации экономики не приводят к развитию Ирака. Важна система, самоорганизация, ментальные и интеллектуальные качества населения.

Можно выделить две вынужденные формы развития технологического производства:
В условиях отсутствия сырья внутри страны – > открытая экономика, межстраное сотрудничество, обмен технологиями, кросс-финансирование и аутосорсинг низкорентабельных цепочек производств на фоне развития науки и технологий.

При наличии сырья, но в условиях внешнего давления мобилизационная относительно закрытая экономика со слабой международной интеграцией – > развитие институтов, системы и инфраструктуры с производством полного цикла внутри страны.

Есть правда третий путь, как в США, когда при наличии ресурсов и сырья удалось выстроить высокодиверсифицированную экономику с мощной международной интеграцией и попыткой тотального контроля всех глобальных процессов и ресурсов.

Структура экспорта сырья.

[1] Нефть, нефтепродукты и газ
[2] Уголь
[3] Неметаллическое минеральное сырье
[4] Руды
[5] Цветные металлы
[6] Драгоценные и полудрагоценные металлы
[7] Удобрения и первичное хим.сырье
[8] Животные и растильные масла
[9] Лесоматериалы
[10] Меха, кожа, текстиль сырье
[11] Сельхоз.сырье

Россия является на 2013 год мировым лидером в экспорте сырья (почти 430 млрд) из них 334 млрд нефть и газ. Лидеры в экспорте нефти и газа – Россия, Саудовская Аравия, ОАЭ, лидеры в экспорте угля – Австралия, Индонезия, Россия. В экспорте руды – Австралия, Бразилия и США. В экспорте цветных металлов лидеры Германия, Чили, Китай и Россия

http://spydell.livejournal.com/553921.html

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

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

oil2012.admhmao.ru: Добыча нефти в ХМАО

Ханты-Мансийский автономный округ — Югра дает 51% добычи российской нефти и почти 7% мировой добычи. Накопленная добыча югорской нефти составила 73 миллиардов баррелей. Для сравнения, вся накопленная мировая добыча нефти по состоянию на 2011 год составила чуть более 1450 миллиардов баррелей.
В феврале 2012 года Югра дала России 10-миллиардную тонну нефти.

http://www.oil2012.admhmao.ru/

aftershock.su: Добыча нефти в 2013 году по странам и ее динамика за 10 лет (bp sr)

Ранее я давал запасы, добычу и экспорт нефти и газа по ключевым добывающим странам в 2012 году, в связи с выходом обновленных данных я решил обновить информацию по добыче нефти в 2013 году с ее динамикой.

На первом графике приведены данные по добыче нефти за 2013 год по основным добывающим странам (больше 3 миллионов баррелей в день). 3 страны доминируют в данный момент по добыче нефти — Саудовская Аравия, США и Россия. Весьма сравнимы добыча в США и Канады с Россией и Китаем.

В второй таблице надо отметить значительный рост добычи в Ираке с 2003 года (пик падения во время войны), в 2002 году добыча в Ираке составляла 2,1 миллиона баррелей. Единственная страна с падением добычи — Иран, а вот рост добычи в Саудовской Аравии, России и Китае ниже среднего. Остальные страны росли более интенсивно (>30% за 10 лет). При этом спрос на нефть рос медленнее, примерно на 1 миллион баррелей в день каждый год (12% за 10 лет).
Добыча в остальных странах даже упала с 34,7 млн. в 2003 году до 32,9 млн. баррелей в день в 2013 году.

Добыча нефти в 2013 году по странам, тыс. баррелей в день, по данным BP

http://aftershock.su/?q=node/241017

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

Астраханская область: Месторождение «Великое»

11-04-2013

Недавно «Пункт-А» писал о том, что по данным астраханских властей в Харабалинском районе готовится к освоению крупное месторождение легкой нефти, которое превратит эту территорию в богатейший край и серьезно повлияет на экономику региона. Месторождение имеет скромное название – «Великое». И вот, наконец, СМИ стали известны более развернутые подробности этого проекта.

Нескромное название и такие же запасы

Для начала, напомним подробности, о которых сообщил глава регионального правительства Константин Маркелов на своей пресс-конференции 18 марта. Он сообщил:

– Предварительный расчет извлекаемых запасов нефти по месторождению «Великое» в Харабалинском районе показал 42 млн тонн. Сейчас готовятся документы на выявленные запасы (там же) легкой нефти – порядка 140 млн тонн и даже возможно больше. Это месторождение будет отнесено к категории крупных. По запасам оно будет сопоставимо с самым крупным за постсоветский период открытием месторождения Филановского на шельфе Каспия. Для нас наличие столь серьезных запасов позволяет рассматривать в среднесрочной перспективе вопрос организации в регионе нефтеперерабатывающих мощностей.

При этом до последнего времени никакого месторождения «Великое» на территории Харабалинского района не числилось, а было шесть площадок с иными названиями. Анализируя высказывание премьера регионального правительства, «Пункт-А» высказал предположение, что речь идет, возможно, о Хошеутовском или Пойменном месторождениях, права на разработку которых принадлежат, соответственно структурам Газпрома и ЛУКОЙЛа.

И не угадали.

Уроки географии: где лежит легкая нефть

Как удалось выяснить, речь идет об участке Тамбовский, разработкой которого занимается ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ». До последнего времени этот участок проходил по реестрам под грифом «запасы не числятся».

И вот. Наконец. Дело сдвинулось. СМИ удалось побеседовать с представителями ЗАО «НГК «АФБ» и выяснить подробности. Так, главный геолог общества Владимир Кудинов сообщил:

– Участок месторождения «Великое» расположен в Харабалинском районе Астраханской области – в его полупустынной части. В пойменную территорию не заходит. Региональный этап геологоразведки был проведен еще в середине девяностых годов специалистами Астраханьгазпрома (ныне ООО «ГДА» – прим. ред.). Но эти работы имели в незначительный объем – порядка 1,5 тыс. погонных метров скважин. В результате было исследовано несколько структур, в том числе и так называемая Георгиевская площадь. Наша компания уже начала уточнять параметры именно этой структуры – его расположение, глубины, контуры.

– Не считая интерпретации предыдущих материалов АФБ провела бурение более 3 тыс погонных метров, – уточняет заместитель гендиректора компании Руслан Давлетьяров.

– В результате удалось выяснить, что рабочая глубина месторождения составляет порядка 5 тысяч метров, – продолжает геолог В. Кудинов. – Общий на текущий момент продуктивный интервал, приуроченный к башкирским известнякам — это средний карбон, порядка 150-200 метров — от 4 тыс. 870 метров до 5 тыс. 150 метров.

Легкая нефть на нелегкой глубине

Впрочем, журналистов заинтересовал такой вопрос: насколько «легкой» является та нефть, которая обнаружена в Харабалинском районе? Ведь не секрет, что в углеводороды мало просто добыть – их еще нужно очистить от разных примесей и привести в товарный вид: сделать пригодной к транспортировке и дальнейшей переработке. На каких-то месторождениях это сделать легче (потому и нефть там – «легкая»).

А где-то, напротив, приходится избавляться от тяжелых примесей, что приводит к потерям ресурсов и удорожает процесс. Ближайший пример – наше родной Астраханское газоконднсатное месторождение, богатое серой настолько, что ООО «ГДА», по некоторым данным, является одним из крупнейших игроков на мировом рынке серы. И хорошо, что сейчас сера подорожала, так что из этого побочного продукта можно извлекать прибыль. А ведь изначально, когда производство строилось, проблема утилизации серы была весьма и весьма насущной – девать было некуда.

Что же говорят специалисты «АФБ» о харабалинской нефти?
– Обнаруженная нефть отличается высоким содержанием растворенного газа, – отмечает Владимир Кудинов. – По этому газу нами был проведен отдельный подсчет запасов – по всем категориям. Запасы газа составляют порядка 40 млрд кубометров. НО… В отличие от всех месторождений, приуроченных к этим же отложениям на территории региона, сероводорода встречено незначительное количество. Буквально лишь следы – сотые доли.
– Нефть легкая, – согласно кивает Руслан Давлетьяров. – Аналогов на территории области на данный момент нет! Нет необходимости проводить работу по превращению в товарный газ.

Впрочем геолог Кудинов в оценках «легкости» более прагматичен:
– Пока марка нефти не установлена, на анализы не отправляли. В соответствии с классификацией, есть геологические запасы различной категорийности — С1, С2, В.
И поясняет:
– Есть запасы извлекаемые на текущий момент, в зависимости от применяемых технологий:
140 млн тонн нефти — это запасы по категории С2 геологические,
43 млн тонн нефти — это запасы извлекаемые (С2).
С1 порядка 3 млн тонн нефти — С1 считается единственной скважиной, которая сейчас пробурена.

Что дальше? Когда забьют фонтаны?

Впрочем, вряд ли стоит всерьез рассчитывать, что уже в ближайшие пару лет Харабали превратятся в Кувейт. Замгендиректора АФБ поясняет:

– Свидетельство о регистрации Роснедрами в ноябре 2012 года. На баланс поставлено 1 января 2013 года. Госкомитет по запасам утвердил в октябре 2012 года. Говорить сейчас о том, какие суммы и когда будут направлены, пока преждевременно. По лицензионному соглашению мы должны с пробурить 4 поисковых скважины и 10 разведочные в течении двух-трех лет — 2013 -2015 годы. Пока продолжаем разведку, будем делать испытание.
http://www.punkt-a.info/view_page/view/18379

17 апреля 2014
Месторождение Великое было обнаружено нефтегазовой компанией АФБ в 2012 году в границах Тамбовского лицензионного участка в Астраханской области. Тогда извлекаемые запасы нефти были предварительно оценены в 42,3 млн тонн. В ходе проведения необходимой доразведки для подтверждения запасов и дальнейшего изучения месторождения геологи рассчитывали на конечный результат в 140 млн тонн нефти (по категории С2) и 40 млрд куб. м газа. Однако по итогам ГРР выяснилось, что запасы существенно выше — 300 млн тонн нефти (С2) и 90 млрд куб. м газа. Более того, нефть месторождения — легкая, а газ характеризуется низким содержанием сероводорода. В то же время месторождение имеет сложное геологическое строение, что может повысить стоимость его разработки.
http://investcafe.ru/blogs/grbirg/posts/40098

В России найдено сверхкрупное месторождение нефти http://new.bfm.ru/news/254627
Впервые за последние годы в России открыто крупное месторождение нефти. Как рассказал Business FM министр природных ресурсов Сергей Донской, запасы месторождения «Великое» оцениваются в 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа

«Запасы месторождения беспрецедентны — около 300 млн тонн нефти и 90 млрд кубометров газа. Такое отрытые подтверждает высокую перспективность Астраханской области с точки зрения подобных крупных открытий», — пояснил министр.

Примечательно, что предыдущее крупное открытие также было сделано в Астраханском регионе. В 2006 году на Каспийском шельфе геологи ЛУКОЙЛа обнаружили месторождение имени Филановского с извлекаемыми запасами более 150 млн тонн нефти.

Что касается месторождения «Великого», то его освоением, вероятно, займется компания АФБ. Нефтяник уже не первый год работает в Астраханском регионе и два года назад совершил там другое крупное открытие. Тогда компания открыла запасы в 140 млн тонн нефти Тамбовском участке, который является частью месторождения.

Представители АФБ сегодня уточнили, что извлекаемые запасы нефти оцениваются в 331 млн тонн, а запасы газа после геологоразведки повышены до 300 млн куб м. Добычу на месторождении планируется начать в ближайшие пять-семь лет.

«На самом деле, месторождение непростое. У него сложное геологическое строение, но на сухопутной части Астраханской области это первое месторождение практически без примесей сероводорода. То есть, если мы подтвердим заявленные цифры, то экономически его разработка будет крайне выгодна и более чем рентабельна», — заявлял тогда главный геолог АФБ Владимир Кудинов.
Крупнейшим акционером нефтяной компании является председатель совета директоров аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Несколько лет назад он инвестировал в нефтяную компанию более 100 млн долларов, и эти вложения себя явно оправдали.

«Исходя из запасов, стоимость месторождения «Великое» можно оценить в 0,9-1,1 млрд долларов, — рассчитал аналитик ИК «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. — Теперь у компании и инвестора есть приятный выбор — развивать проект самостоятельно или же привлекать партнера». По словам эксперта, учитывая недостаток крупных месторождений на суше, интерес к участию в проекте наверняка проявят все крупные игроки отрасли. Наиболее вероятные кандидаты в партнеры — «Роснефть» и ЛУКОЙЛ, чьи активы расположены в соседних регионах.

Отметим, у «Роснефти» уже есть опыт совместной работы со структурами Виталия Ванцева. Нефтяная компания и «Внуково-инвест» на паритетных началах контролируют ТЗК в аэропорте.

В России уже достаточно давно не было открытия крупных месторождений. На суше последним крупным отрытым месторождением стал Ванкор, которой геологи обнаружили в 1988 году. Месторождение осваивает «Роснефть», его запасы превышают 500 млн тонн «черного золота». Два года назад государство продало лицензии на считавшиеся последними крупные месторождения Лодочное, Шпильмана и Имилорское. Активы приобрели «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и ЛУКОЙЛ соответственно. Теперь в нераспределенном фонде остались лишь месторождения объемом до 20 млн тонн.

ЛУКОЙЛ не готов к участию в освоении месторождения Великое без оценки его запасов http://itar-tass.com/ekonomika/1127693

К ЛУКОЙЛ не готова говорить о возможном участии в освоении месторождения Великое в Астраханской области, так как не обладает подтвержденными данными о его геологии и запасах. Об этом сегодня журналистам в Астрахани заявил президент ОАО ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов, отвечая на вопрос, рассматривает ли компания возможность совместного освоения данного месторождения или покупку компании недропользователя.

«Мы пока не видели геологических материалов, поэтому сложно говорить, оценку давать. Если нам предложат, мы изучим материалы и потом дадим свою оценку», — сказал Алекперов.
Месторождение Великое в Астраханской области считается одним из самых перспективных, оно открыто геологами нефтегазовой компании АФБ в 2012 году. Как заявил накануне министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской на конференции «Разведка и добыча нефти: факторы устойчивого развития», запасы этого углеводородного месторождения оцениваются в 300 млн тонн нефти.

Министр отметил, что это будет месторождение федерального значения. По его словам, месторождение открыла малоизвестная компания, которая рискнула вложить деньги в геологоразведку.
НК ЛУКОЙЛ работает в Астраханском регионе, осваивая крупнейшие месторождения углеводородов на Каспии.

Минприроды объявило о Великом. На Нижней Волге нашли 300 млн тонн нефти http://www.kommersant.ru/doc/2454158
Минприроды объявило об открытии самого крупного нефтяного проекта за последние годы. Подконтрольная совладельцу аэропорта Внуково Виталию Ванцеву компания АФБ разрабатывает в Астраханской области Великое месторождение с вероятными запасами 300 млн тонн. Пока проект на стадии геологоразведки, крупные российские нефтекомпании, которые могли бы стать его потенциальными соинвесторами, осторожно относятся к его перспективам. По мнению экспертов, запасы Великого еще нужно подтвердить.

В Астраханской области открыто крупное месторождение федерального значения с запасами нефти по категории С2 в объеме 300 млн тонн и запасами газа 90 млрд кубометров, сообщил вчера министр природных ресурсов Сергей Донской. По его словам, запасы Великого уже поставлены на госбаланс. «На месторождении еще продолжаются работы, но уже сейчас понятно, что это одно из крупных месторождений, открытых за последнее время на суше»,— заявил министр, сравнив его с Ванкорским месторождением «Роснефти» (запасы — 480 млн тонн нефти; о самых крупных месторождениях России см. таблицу). По словам господина Донского, освоение нового месторождения будет проходить быстрыми темпами и эффективно.

Министр также рассказал, что месторождение было найдено небольшой компанией АФБ. Основным ее акционером является совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев. Сергей Донской сообщил, что у АФБ сквозная (включающая разведку и разработку) лицензия на Великое, и компания рассматривает партнерство по проекту с крупными нефтекомпаниями. Но, по словам представителя господина Ванцева, пока никаких предметных переговоров о полной или частичной продаже актива не ведется.

Информация о том, что в Астраханской области обнаружено крупное нефтяное месторождение, появилась два года назад, но тогда его запасы оценивались в 43 млн тонн. В 2013 году «Интерфакс» со ссылкой на главного геолога АФБ сообщал, что компания оценивает запасы месторождения по категории С2 в 140 млн тонн нефти и 40 млрд кубометров газа. При этом отмечалось, что нефть Великого легкая. Но пока рынок относится к Великому скептически. В крупнейших компаниях отрасли — «Роснефти», ЛУКОЙЛе и «Газпром нефти» — комментировать интерес к проекту отказались. Собеседник «Ъ», близкий к ЛУКОЙЛу, который работает в регионе, говорит, что интереса к активу нет. Напомним, что на сегодняшний день большая часть нефти в Астраханской области является высоковязкой, ее разработка и дальнейшая реализация крайне затруднены. Один из участников рынка рассказал «Ъ», что интересовался, например, одним из соседних месторождений, но в итоге от его покупки отказался из-за того, что «нужны особые навыки по работе на таком проекте».

Собеседник «Ъ» в одной из крупных нефтекомпаний считает, что в итоге доказанные запасы Великого «могут оказаться существенно ниже озвученных». «Там нефть глубокого залегания, и добывать ее может быть нерентабельно»,— замечает один из источников «Ъ». Карен Дашьян из Advance Capital напоминает, что на Великом пробурена только одна разведочная скважина, которая, по сути, не может дать точных данных по запасам нефти. По его мнению, по этой причине инвесторы пока оценивают фактор риска как высокий. «Чтобы запасы месторождения стали убедительными для рынка, компании необходимы еще две-три скважины»,— говорит господин Дашьян. Он добавляет, что геология Великого сложная, поэтому АФБ потребуются дорогостоящие (стоимостью около $30 млн) подсолевые скважины.

Крупнейшие нефтяные месторождения России http://www.kommersant.ru/doc/2454230

Источник: Минприроды, «Тройка Диалог».

Нефтегазовая компания АФБ не подтвердила информацию о наличии газа на месторождении «Великом» Нашему корреспонденту нефтяники сообщили, что разработкой сейчас заниматься они не собираются. С 1 января текущего года, именно тогда АФБ взяли месторождение на баланс, были проведены работы по бурению второй скважины и сейсмологическая оценка. Первая скважина на «Великом» была пробурена Газпромом, но в начале 2000-х компания отказалась от разработки месторождения.
http://www.astrakhanfm.ru/ekonomika/ekonomika_76664.html

В Астраханской области открыто крупное нефтегазовое месторождение, заявил министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской. Ему присвоено название «Великое» (Тамбовский участок в Харабалинском районе). Запасы месторождения «беспрецедентны: около 300 млн т нефти и 90 млрд куб. м газа», говорится в сообщении министерства: «Таких крупных открытий в России не происходило уже более 20 лет». Извлекаемые запасы месторождения — 331 млн т нефти по категориям С1 и С2, сообщило Bloomberg со ссылкой на гендиректора владельца лицензии — ЗАО «Нефтегазовая компания «АФБ» — Бориса Богушева. По его словам, запасы месторождения зарегистрированы Госкомиссией по запасам 1 января 2014 г.

По данным сайта Роснедр, АФБ получила лицензию на Тамбовский участок для геологического изучения, разведки и добычи в мае 2011 г. По данным ЕГРЮЛ, срок действия лицензии — до 31 мая 2036 г. Компания была единственным участником конкурса и заплатила за лицензию 37,8 млн руб. В конкурсной документации ресурсы участка указывались более чем скромные: 2 млн т нефти (по категории Д2) и 177 млрд куб. м газа (по категориям Д1 + Д1л + Д2).

Два года назад стало известно, что еще в 2010 г. контрольный пакет АФБ приобрел совладелец аэропорта «Внуково» Виталий Ванцев за $200 млн. Об этом рассказывал «Ведомостям» источник в его окружении. У компании есть и другие акционеры, но это не партнеры Ванцева по «Внуково», говорил он. Кто сейчас владеет долями в АФБ, не известно. По данным «СПАРК-Интерфакса», акционеры — физические лица. В ЕГРЮЛ их имена не указаны. Ванцев был недоступен для журналистов.

По словам Богушева, запасы удалось обнаружить по итогам геологоразведочных работ и бурения двух скважин — глубиной 5116 и 5149 м. Средняя глубина залежей нефти — 4900-5100 м. «Старт промышленной добычи зависит от темпов обустройства, скорее всего это произойдет в ближайшие 5-7 лет», — передает его слова Bloomberg. Предварительная оценка инвестиций в обустройство месторождения — около $1,5 млрд. Выход «на полку» может произойти через семь лет после начала добычи. Максимальный уровень добычи — 38 млн т в год, говорит Богушев. С таким показателем АФБ может войти в топ-5 крупнейших российских нефтяных компаний.

Аналитик ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев считает реальным сроком выйти «на полку» добычи в течение семи лет. В среднем, по его словам, в зависимости от темпов освоения месторождение выходит «на полку» за пять лет. Но добыча через семь лет на уровне 38 млн т вряд ли возможна, полагает он. Запасы в 330 млн т по С1 + С2 еще нужно перевести в доказанные, после чего, по практике, их оказывается вдвое меньше. В среднем нефтяные компании добывают в год 6% от доказанных запасов. При доказанных запасах в 165 млн т реальная добыча на «Великом» может составить около 10 млн т в год.

Но даже с таким показателем АФБ может войти в российскую нефтяную элиту. «Русснефть» Михаила Гуцериева, замыкающая топ-10 крупнейших нефтяных компаний, в прошлом году добыла 13,4 млн т нефти. В планах компании — увеличить этот показатель к 2020 г. до 15 млн т.

«Небольшая компания рискнула, вложила средства и сделала хорошее открытие», — сказал Донской. Объем инвестиций ни он, ни Богушев не назвали. Аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров оценивает стоимость бурения двух скважин в $8-10 млн. Он указывает, что запасы месторождения расположены глубоко. В среднем по стране — и преимущественно в Ханты-Мансийском автономном округе — глубина залегания нефтеносных пластов составляет 2500-3100 м. Поэтому себестоимость добычи будет выше, чем на других месторождениях, продолжает Нестеров. Но насколько, он оценивать не стал: это зависит от того, сколько скважин потребуется и какова будет сетка их расположения. При этом Нестеров подчеркивает, что главный плюс этого месторождения — наличие транспортной инфраструктуры рядом.

Открытие гигантского месторождения — интересная новость для нефтяного рынка, говорит Нестеров. Успех он объясняет тем, что методы геологоразведки стали более точными, появились новые технологии. Все это позволяет с большей уверенностью заниматься геологоразведочными работами.

Для разработки месторождения владелец лицензии может привлечь партнера, сказал Донской: «Насколько я знаю, эта компания сейчас рассматривает партнерство на проекте с крупными нефтяными компаниями». К активу уже проявили интерес несколько крупных нефтегазовых компаний, включая иностранные, говорит Богушев. Имена претендентов он раскрывать не стал. Представители «Роснефти», «Лукойла», «Газпром нефти», «Башнефти» от комментариев отказались. «Роснефть» уже сотрудничает со структурами Ванцева. В 2011 г. принадлежащая Ванцеву компания «Внуково-инвест» (владеет различными бизнесами во «Внуково») продала «Роснефти» 50% ТЗК во «Внуково» и осталась ее партнером в этом бизнесе. После этого «Внуково-инвест» и «Роснефть» изучали возможность строительства ТЗК в другом столичном аэропорту — «Домодедово».

Месторождение «Великое» будет интересно всем нефтяным компаниям, так как у проекта есть вся транспортная инфраструктура, считает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Нефть с месторождения может как экспортироваться (например, через порт Новороссийск), так и перерабатываться на близлежащих нефтеперерабатывающих заводах. Ближайшие НПЗ принадлежат «Роснефти» (Туапсинский) и «Лукойлу» (Волгоградский), поэтому именно им, на его взгляд, в первую очередь может быть интересно партнерство с АФБ.

Если бы собственники АФБ продали компанию сейчас, то выручили бы, по оценке аналитика UBS Константина Черепанова, $1-1,4 млрд. Впрочем, источник в крупной нефтяной компании говорит, что есть сомнения в реальности таких запасов «Великого».
http://www.vedomosti.ru/companies/news/25417261/krupnoe-mestorozhdenie-v-astrahanskoj-oblasti-otkryto

На нефтяное месторождение Великое появились претенденты http://izvestia.ru/news/569353

— — — —
2010

https://www.psg.deloitte.com/NewsLicensingRounds_RU_100610.asp

27 Сентябрь 2011 blackbourn: Прикспийская низменность http://iv-g.livejournal.com/547719.html
28 Апрель 2010 Астраханская область, добыча углеводородов http://iv-g.livejournal.com/140130.html

Административно-территориальное деление Астраханской области

Карта ТЭК Астраханской области

eia.gov: Tight oil production pushes U.S. crude supply to over 10% of world total

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=15571

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

smart-lab.ru: ЛУКОЙЛ, отчётность по МСФО за 2013 год

07 марта 2014
19 февраля Лукойл отчитался за 2013 год.

Сегодня Лукойл торгуется по 1921 рублю за о.а. Капитализация на ММВБ составляет 1 633 932 012 855 рублей или $ 45 258 140 374

Производственные результаты Компания нарастила среднесуточную добычу углеводородов. Так по итогам 2013 года добыча выросла на 1,5% (здесь и далее г/г) и составила 2,202 млн барр н.э. И стабильно занимает второе место среди НК РФ

Рисунок. Среднесуточная добыча углеводородов млн барр н.э.

При этом нефти добыто больше на 1,0% — 683,8 млн барр н.э. газа добыто больше на 2,3% — 20,391 млрд м3. Произведено нефтепродуктов больше на 0,7% — 64,196 млн тн. Таким образом, коэффициент переработки по итогам 2013 года составил 70,2%. Я насколько понимаю процессы, происходящие в компании у Лукойла большие мощности по переработке, в том числе за рубежом, что бы хоть как-то покрывать фиксы по этим мощностям приходится усиленно работать трейдингу, что бы загружать эти мощности. А с собственной добычей беда: то падает, то стагнирует. Всё это отражается на финансовой эффективности. Анализ фин показателей см ниже. И в таких бы условиях развивать газовый бизнес, ан нет, руководство так не думает и уже сдало третье место в рейтинге производителей газа в РФ государственной Роснефти. Ростом запасов в 2013 году Лукойл тоже не порадовал. Рост на 0,6% до 17,401 млрд барр н.э.

Финансовые результаты Выручка выросла на 1,6% и составила $ 141,45 млрд. Себестоимость же выросла на 4,9%. Операционная прибыль сократилась на -27,2%. Есть две статьи, которые внесли самый большой вклад снижение операционной прибыльности – это «Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов ихпереработки» и «(Убыток) прибыль от выбытия и снижения стоимости активов». В результате операционная рентабельность снизилась до 7%. И это антирекорд за период с 2004 года.

Рисунок. Эффективность добычи барр н.э. углеводородов

В этой таблице данные для Роснефти, Лукойла и Славнефти по результатам 2013 года. Для всех остальных данные на основе отчётности 2012 года. Но всё равно в этом табеле о ранге Лукойл тоже теряет премиальное место.
Чистая прибыль снизилась на -28,8% и составила $ 7.832 млрд. Чистая рентабельность продаж составила 5,5%. EPS2013 года получился на уровне 2006 года (см. рисунок ниже)

Рисунок EPS,$ Лукойл 2004-2013 гг

Вот как сама компания объясняет столь негативный год в плане прибыльности:
Рисунок. Фрагмент MDA Лукойла за 2013 год

Коэффициент текущие активы/текущим обязательствам равен 1,79, он несколько ухудшился по сравнению с прошлым годом. Очень резко вырос чистый долг на 47,5% до $ 9,1 млрд. Пока коэффициент задолженности находится на приемлемом уровне – 0,28. Собственный капитал показал весьма скромный рост всего 2,4% и составил $77.5 млрд.

Рисунок. Динамика роста СК Лукойла

Что меня стало сильно смущать:
Первое, низкая рентабельность СК – ROAEпо итогам 2013 года всего 2,6%. И даже, если держать в уме все те неденежные списания (см выше), всё равно такая потеря операционной рентабельности разочаровывает
Второе, низкая операционная рентабельность (см выше)
Что касается политики управления капиталом, то мне представляется, что Лукойл взял курс на замещение акционерного капитала на долговой капитал, я так понимаю, что это делается с целью и дальше наращивать дивидендные выплаты.
Компания торгуется за 58% от собственного капитала (P/BV=0.58). Лукойл всё ещё очень выгодная покупка:

Рисунок. Стоимость акции в долларах относительно стоимости СК на акцию в долларах

По Р/Е 2013 Лукойл стоит 5,8. По Р/Е средняя за три года стоит 4,9. По Р/Е средняя за 10 лет 5,3. EV/EBITDA 3,36

Итак, Алекперов и его команда пошла ва-банк: делают ставку на рост дивидендов и тем самым компенсируют разочарование у инвесторов от плохих производственных показателей; замещают дорогой акционерный капитал на более дешёвый заёмный; увеличивают свои доходы от управления компанией и потом эти доходы вкладывают в накопление своих долей; репуются и накапливают доли опять (Алекперов так это точно делает). Если, компания в ближайшее время (год-полтора) отрапортует о росте производственных показателей, например, росте добычи нефти на 2-3% или росте газового бизнеса процентов на 15%, то Лукойл легко покажет новый исторический хай, если нет, то по итогам 2016 года фин положение Лукойла будет совершенно другим нежели даже сейчас…

http://smart-lab.ru/blog/169371.php

— — — —
i/ Добыто нефти больше на 1% надо смотреть органический или неорганический рост
ii/ Газовый бизнес ЛУКОЙЛа развивается уже давно, рост Роснефти связан с Итерой.
iii/ Ничего позорного в 7 месте нет, месторождения разные, условия добычи разные, это не торговля и общепит.
iv/ Доходность на акцию колеблется, и что? Нет сравнения ни с российскими, ни с зарубежными компаниями. Такого рода цифры без сравнения являются вещью в себе.

smart-lab.ru: Роснефть. Анализ отчётности за 2013 год. Финансовые и производственные результаты

07 февраля 2014
Сезон анализа отчётности начинается с Роснефти. Пока это первая отчётность за 2013 год, которую я взял за правило регулярно анализировать. Роснефть на ММВБ стоит 2 574 933 282 418 рублей или $ 74 172 438 317 по текущему курсу. Цена о.а. 242,97 рублей. С момента моего последнего обзора этой компании Роснефть подешевела в долларах на 4,2%. Ниже привожу место Роснефти в мировой табели о рангах (капитализация крупнейших нефтегазовых компаний).

Рисунок. Роснефть в сравнении с мировыми нефтяными мейджорами

Финансовые результаты
Выручка выросла на +52% и составила 4 694 млрд рублей (здесь и далее по тексту относительно 2012 года). Себестоимость выросла на 55% и составила 4 139 млрд рублей. Операционная прибыль выросла на 35% и составила 555 млрд рублей. Операционная рентабельность 11,8%. Вообще, последние три года, с ростом бизнеса Роснефть теряет финансовую операционную эффективность, т.к. операционная рентабельность падает. Чистая прибыль выросла на 49% и составила 543 млрд рублей. Увидев такой рост прибыли, который не совсем оправдан относительно операционной прибыли решил разобраться в чём дело. Вижу статью «прочие доходы» (примечание 13), которая и внесла существенный вклад в скачок прибыли. Смотрю примечание 13. Там:

Рисунок. Примечание 13

Стоит сумма 205 млрд рублей — неденежный доход от сделок по приобретениям и отсылка к Примечанию 7. Ну ок посмотрим, что там в седьмом примечании… …а там длиннющий список приобретённых в 2013 году дочерних компаний. Кого приобрела и сколько потратила Роснефть в 2013 году это отдельная тема, для отдельного блога. Мне нужно было понять, что это за 205 млрд рублей неденежного дохода? Пришлось изучать всё Приложение №7. Итак: Первая часть (38 млрд рублей) этого неденежного дохода была получена после увеличения доли РН до контролирующей в «Верхнечонскнефтега» и об этом впрямую указано в Примечании № 7, а больше указаний я не нашёл, но пришёл к выводу, что весь этот неденежныйдоход образовался в результате переоценки поглощаемых компаний до справедливой стоимости. Т.е подход на мой взгляд такой: это стоило столько-то, но после того как это мы купили, то это стоило стоить столько-то! «Творческий» такой подход. Если убрать это «творчество», то чистая нормализованная прибыль РН будет 338 млрд рублей (в 2011 году 331, в 2012 году 362 млрд). Тем не менее, такой существенный рост чистой прибыли позволил РН пообещать выплатить по итогам 2013 года рекордные дивиденды (см рисунок ниже)

Рисунок. РН лидер один из лидеров по дивидендной доходности среди нефтяных мейджоров

Что такое пообещать заплатить 12,86 рублей дивидендов для РН? Это 136 млрд рублей потребность в 2014 году в живых деньгах, ведь инвесторам не выгрузишь «неденежный доход». А есть ещё долг, а есть ещё громадные капзатраты. Так, что тогда стоит за обещанием таких дивидендов? Думаю, попытка доказать инвест сообществу что не зря РН кушает всё подряд! И вот здесь снова вопрос, а зачем что-то доказывать? Если синергия действительно есть, ведь спустя некоторое время она проявится в росте денежного потока. Теперь что касается денежного потока: по итогам 2013 года денежный поток от операционной деятельности вырос на 121% и составил 1 297 млрд рублей. И это супер показатель. Но…

Рисунок. Фрагмент отчёта о ДДС

…потратили на инвестиции (в том числе все виды капзатрат development, stay-in-business, M&A) 2 200 млрд рублей. Откуда взялся ещё один триллион рублей на финансирование? За счёт роста долгового бремени:

Рисунок. Фрагмент отчёта о ДДС

Финансовая деятельность
По итогам 2013 года рост активов составил 90%, а рост долга (с учётом коммерческой задолженности) составил 163%. В результате собственный капитал вырос только на 40% и составил 3 165 млрд рублей (прирост 843 млрд рублей). Смотрим выше на рисунке прирост платного долга составил 968 млрд рублей. И здесь новый фокус обнаруживается: оказывается, что ту предоплату, которую РН получила по сделке с CNPC ($10 млрд в 2013 году) в РН квалифицировали как «как предоплата по договорам поставки нефти». И может быть с точки зрения бух учёта они были правы. Но с точки зрения инвестора эта предоплата должна расцениваться как долг (и кроме этого ещё есть признаки реального финансового опциона по условиям контракта). Это нужно делать по следующей причине: «За предоплату компания будет платить так же, как по обычному кредиту: процентная ставка по ней — шестимесячная LIBOR + 229 б. п.». Картина видится мне такой – РН пылесосит все доступные для неё ресурсы: займы, предоплаты по договорам, операционный денежный поток с одной единственной целью – расти! Теперь о производственных результатах. Естественно, процесс роста сказывается победными реляциями в производственных результатах:

Производственные результаты
Компания нарастила запасы углеводородов за 2013 год на +74% (по категории SEC) они составили 33 млрд барр н.э. Если разделить капитализацию (см выше) на запасы, то получим во сколько рынок оценивает запасы компании: 74,1 млрд/ 33 млрд = $ 2.24 за барр н.э. запасов. Среднесуточная добыча углеводородов выросла на 81 % до 4,9 млн барр н.э. Среднесуточная добыча нефти и ЖУВ выросла на 72,0% до 4,2 млн барр н.э. Переработали всего за год 90,1 млн тонн нефти это где-то 1,85 млн барр н.э., т.е. коэффициент переработки составил 44%! Это больше, чем по итогам 2011 года – 39,2% и по итогам 2012 года – 37,6%, но меньше, чем у Лукойла и Газпромнефти. Добыча газа выросла на 132,9% и составила 38 млрд м3. Резко выросли удельные затраты на барр. добычи н.э. с $2.63 до $4.28 за барр. (+63%). Вот так выглядят другие НК России на фоне Роснефти:

Рисунок. Среднесуточная добыча углеводородов млн барр. н.э.

впечатляет правда?

Выводы: Относительно собственного капитала P/BV Роснефть стоит 0,81. Относительно прибыли прошлого года P/E 2013 года 4,7. Дивидендная доходность 5%. Среди нефтяных мировых компаний мейджоров Роснефть самая дешёвая компания. Сколько она должна стоить? Моё мнение 8-8,5 прибылей с учётом потенциала роста, но нужно применить как минимум 20% дисконт, т.е. 6,8 где-то. Это цена 350-360 рублей. Думаю, до инвесторов скоро дойдёт дурман обещанных дивидендов, и цена Роснефти туда придёт. Ну, это краткосрочно, квартал, полтора, а потом дурман то рассеется… …ведь финансовое положение может очень быстро ухудшиться, и в следующем году я буду сильно удивлён, если Роснефть сможет заплатить хотя бы такие дивиденды как по итогам 2013 года.

http://smart-lab.ru/blog/163934.php

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 2. Газ

Роснедра: Госпрограмма «Воспроизводство и использование природных ресурсов» (УВ сырье). 1. Нефть

http://www.rosnedra.gov.ru/article/7266.html
http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2748.pptx

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

forbes.com: Наибольшие нефтегазовые компании в 2013 г.

Full list of the World’s 20 Biggest Oil Companies

1. Saudi Aramco
2013: 12.7 million BOE per day (barrels of oil + natural gas equivalents)
2003: 9.9 million BOE per day (rank: 1)

2. Gazprom
2013: 8.1 million BOE per day (oil + natural gas equivalents)
2003: 9.5 million BOE per day (rank: 2)

3. National Iranian Oil Company
2013: 6.1 million BOE per day (oil + natural gas equivalents)
2003: 4.9 million BOE per day (rank: 3)

4. ExxonMobil
2013: 5.3 million BOE per day (oil + natural gas equivalents)
2003: 4.6 million BOE per day (rank: 4)

5. Rosneft
2013: 4.6 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: N/A (rank: N/A)

6. Royal Dutch Shell
2013: 4 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 4.1 million BOE per day (rank: 6)

7. PetroChina
2013: 3.9 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 2.5 million BOE per day (rank: 9)

8. Pemex
2013: 3.6 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 4.2 million BOE per day (rank: 5)

9. Chevron
2013: 3.5 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 3.2 million BOE per day (rank: 8)

10. Kuwait Petroleum Company
2013: 3.4 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 2.3 million BOE per day (rank: 12)

11. BP
2013: 3.1 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 3.9 million BOE per day (rank: 7)

12. Total
2013: 2.6 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 2.4 million BOE per day (rank: 10)

13. Petrobras
2013: 2.5 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: ~1.5 million BOE per day (rank: n/a)

14. Qatar Petroleum
2013: 2.4 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.4 million BOE per day (rank: n/a)

15. ADNOC (Abu Dhabi)
2013: 2.4 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.82 million BOE per day (rank: 14)

16. Lukoil
2013: 2.3 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.8 million BOE per day (rank: 15)

17. Iraqi Oil Ministry
2013: 2.22 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.6 million BOE per day (rank: 20)

18. Sonatrach (Algeria)
2013: 2.19 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 2.36 million BOE per day (rank: 11)

19. Pdvsa (Venezuela)
2013: 2.1 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.6 million BOE per day (rank: 18)

20. Statoil (Norway)
2013: 2 million BOE per day (oil + natural gas equivalents).
2003: 1.6 million BOE per day (rank: 19)
http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2013/11/17/the-worlds-biggest-oil-companies-2013/

Данные по Роснефти 2003 взяты из годового отчета

i/ Изменение ранга

Сохранили положение Saudi Aramco (1), Gazprom(2), National Iranian Oil Company (3), ExxonMobil (4), Royal Dutch Shell (6)

Поднялись Rosneft(+16), Qatar Petroleum (+7), Iraqi Oil Ministry(+3), PetroChina (+2), Kuwait Petroleum Company (+2)

Опустились Chevron (-1), ADNOC (Abu Dhabi) (-1), Lukoil (-1), Pdvsa (Venezuela) (-1), Statoil (Norway) (-1), Total(-2), Pemex(-3), BP (-4), Sonatrach (Algeria) (-7)

Сохранили положение в рейтинге национальные нефтегазовые компании и два гиганта IOC
Поднялись поддерживаемые государством компании.
Опустились
старые поддерживаемые государством компании (Алжир, ОАЭ, Венесуэла, Норвегия, Мексика)
IOC без господдержки (Chevron (?), Lukoil) или со слабой поддержкой (Total)

ii/ Неясно насколько корректен рейтинг:
в 2003 г. было окончание периода низких цен,
в 2013 г. продолжение периода высоких цен

— — — —
28 Июль 2013 crudeoilpeak.info: Сrude oil export (2002-2012) http://iv-g.livejournal.com/914072.html
24 Январь 2013 danko2050: Вести с полей. Падение добычи Exxon, Shell, BP и Total (1997-2010) http://iv-g.livejournal.com/822328.html
29 Октябрь 2012 forbes: Рейтинг нефтяных компаний мира http://iv-g.livejournal.com/771977.html
07 Сентябрь 2012 eia.gov: Who are the major players supplying the world oil market? http://iv-g.livejournal.com/740931.html
30 Январь 2012 Нефть в мире в 2011 году: рейтинг стран по добыче http://iv-g.livejournal.com/590105.html

nilsky_nikolay: Мировая экономика начала 1920-х годов в табличках

http://nilsky-nikolay.livejournal.com/734345.html
http://fotki.yandex.ru/users/nnn-foto/album/397660/

— — —
Столетие промышленной переписи России 1913 года. Добывающая промышленность
nilsky-nikolay: Энергетика России и СССР в 1897-1933 гг.
nilsky-nikolay: Историческая статистика промышленности (1913), Российская Империя в мире. 1870/1880 годы, Влияние великой мировой войны на экономическое положение России
Основные показатели динамики русского народного хозяйства с 1876 по 1913 год
Всемирная добыча нефти в 1859-1911 гг.
Русская промышленность после революции
СССР в начале 1920-х гг.: Нефтяная промышленность и другие отрасли

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

Столетие промышленной переписи России 1913 года. Добывающая промышленность

Коллега vas_s_al отсканировал и выложил книгу «Столетие промышленной переписи России 1913 года» (не забудьте скачать)
http://nilsky-nikolay.livejournal.com/715031.html

— — — —
Для экспорта в растр
http://www.stduviewer.ru/index.html
http://www.stduviewer.ru/download.html

eia.gov: Russia Country Analysis Brief


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

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

Борис Львин: Глобальные расходы на разведку и разработку нефтяных месторождений

Экономисты Всемирного банка сделали любопытный, как мне показалось, расчет. Используя в основном данные из Блумберга, они посчитали суммарные ежегодные расходы нефтяных компаний на разведку и разработку новых месторождений. Подсчет делали по примерно семидесяти компаниям, из которых примерно двадцать — интегрированные, а примерно пятьдесят — т.н. «независимые». Если округлить их цифры до миллиардов долларов (они приводят их с точностью до ста тысяч долларов, что, как мне кажется, просто бессмысленно), то получится вот такой расклад:

Total Exploration & Production Spending

1993 — 5
1994 — 4
1995 — 4
1996 — 4
1997 — 5
1998 — 59
1999 — 65
2000 — 103
2001 — 100
2002 — 125
2003 — 119
2004 — 149
2005 — 203
2006 — 311
2007 — 282
2008 — 349
2009 — 298
2010 — 433
2011 — 426
2012 — 497

То есть за прошедщие двадцать (собственно, даже пятнадцать) лет расходы на разведку и разработку выросли в сто раз; за прошедшие десять лет — в четыре раза.

По мнению тех же экономистов, средний срок от начала разработки до выхода товарной нефти — примерно шесть лет.

Это к вопросу о стабильности цен на нефть.

Кстати, любопытен спискок компаний, лидирующих по этим расходам в 2012 году. Если ранжировать только тех, кто вложил в эти расходы 10 миллиардов и выше, то список будет выглядеть так:

Royal Dutch Shell PLC — 37
PetroChina Co Ltd — 35
Exxon Mobil Corp — 33
Chevron — 25
Petroleo Brasileiro SA — 24
BP — 22
Statoil ASA — 20
ConocoPhillips — 18
Eni SpA — 16
China Petroleum & Chemical Corp — 15
Apache Corp — 14
Chesapeake Energy Corp — 12
CNOOC Ltd — 12
Occidental Petroleum Corp — 11
Lukoil OAO — 10
Rosneft OAO — 10

Строго говоря, Роснефть в этот перечень попадает только из-за округления, потому что в исходной сводке ее расходы — примерно 9.8 миллиарда.
http://bbb.livejournal.com/2569054.html

Комментарии в записи
— Я так понимаю, что это номинальные расходы, а не реальные. Но на таком промежутке и с такой динамикой — думаю, содержательная разница будет невелика.
Поправка же, если ее считать не по объявленной инфляции, а по реальной покупательной способности денег, может за 20 лет быть и велика. В общем, от базовых предположений зависит.
— Еще один фактор, который я бы серьезно рассматривал — средства, которыми располагают нефтяные компании. Т.е., я бы еще посмотрел на динамику доли разведки и разработки в расходах компаний и, возможно, сопоставил ее с ценой нефти.
— За последние 20 лет инфляция — я бы сказал раза в 2, а в промежутке между 1997-м и 2000-м — думаю пренебрежима
— Американские статистики вроде бы считают, что цены за пятнадцать лет (1997-2012) выросли на 43 процента (если считать через потребительские цены) или на 34 процента (если считать через дефлятор ВВП).
— Естественно, там много на что можно смотреть. И на динамику прибыльности этих компаний, и на динамику общего объема средств в их распоряжении, и на динамику издержек разведки, и на масштабы государственного (налогового, кредитного и т.д.) стимулирования разведки, и на всякое прочее.
— В начале 20-го века нефть в некоторых местах, например в Баку, сама изливалась на поверхность. Сейчас такого нигде нет. Давно уже выкачали нефть и с глубин 1-2 километра. Сейчас нефть качают с глубин 3-4 километра. Найти там нефть не так-то просто.
— Думаю, там на самом деле — некоторое искажение перспективы. Скорее всего, первая половина 1990-х годов — это не столько историческое плато, сколько исторический минимум. То есть если бы они эти расчеты провели на более длительный период, скачок, возможно, выглядел бы не таким драматическим. Плюс, конечно, инфляционный эффект стал бы играть большую роль.
— За последние 15 лет — аккуратная экспонента, не реагирующая ни на что. Рост в 100 раз как раз за 15 лет.
— Корректности ради эти цифры надо привести к объему добычи с этим шестилетним лагом
— Но как объяснить, что цена на нефть а) не подскочила в конце 90-х, и б) отстает от расходов на разработку, грубо говоря, вдвое (с 2000 года разработка вздорожала в 5 раз, а скорректированные на инфляцию цены — в 2.4)
— Насколько я понимаю, расходы и на разведку и разработку относятся на себестоимость не напрямую, а косвенно — в отличие от расходов на собственно добычу. Связь этих двух расходов совершенно не прямая. Можно какое-то — в некоторых случаях достаточно длительное — время вообще не вести разведки новых месторождений и продолжать добычу на действующих.
— Разработка вряд ли вздорожала много сильнее, чем общий уровень цен какой-то коэффициент за счет смещения в менее освоенные и труднодоступные места. Думаю, что скачок расходов отражает не столько рост цен, сколько просто расширение масштабов разведки и разработки.
— Да, конечно, разведка сегодняшнего барреля не оплачивается из доходов от проданного вчерашнего барреля, согласен, что связь косвенная и имеет лаг. Но на текущий бюджет компании этот расход ложится напрямую. Прибыльность компаний должна была снизиться. Однако, непохоже
http://inflationdata.com/Inflation/Inflation_Rate/Historical_Oil_Prices_Table.asp

U.S. Natural Gas Proved Reserves, 2011. 1

http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/index.cfm
http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/pdf/uscrudeoil.pdf