Архив меток: Туркменистан

kommersant.ru: В Туркмении кончился бесплатный газ

Правительству страны поручили пересмотреть систему льгот

«Отметив тот факт, что система льгот в настоящее время полностью стала неэффективной, глава государства поручил вице-премьеру Бяшиммырату Ходжамаммедову подготовить предложения по аннулированию всех льгот,— сообщило накануне информагентство “Туркменистан сегодня”.— То есть льготы должны предоставляться не всем подряд, а только тому, кто действительно нуждается в социальной помощи».

На заседании с участием президента Бердымухамедова обсуждались и другие меры по привлечению дополнительных средств в бюджет — например, изменение налоговой и банковской систем. Строгие выговоры «за ненадлежащее исполнение должностных обязанностей» получили вице-премьер Ходжамаммедов, курирующий экономический блок, а также министр финансов Мухамметгулы Мухаммедов, министр экономики и развития Батыр Базаров, а также глава налоговой службы Сапарберди Гундогдыев. Последние двое были назначены на свои посты лишь год назад — после того, как их предшественников уволили за несоответствие занимаемым должностям.

«Подобные заявления — свидетельство того, что в туркменской казне нет денег,— сказал “Ъ” политолог, специалист по Средней Азии Аркадий Дубнов.— Теперь власти планируют получить хоть какие-то средства за те ресурсы, которые в определенных лимитах поставлялись бесплатно. Для определенной категории граждан это было существенным подспорьем — разумеется, такой шаг не улучшит жизненный уровень туркмен».

С 1993 года в Туркмении льготы действуют на все коммунальные услуги. Например, каждый гражданин имеет право на бесплатные 35 киловатт-часов электричества, 50 кубометров газа и 250 л воды в день. Кроме того, с 2008 по 2014 год владельцы легковых автомобилей получали бесплатно 120 л бензина в месяц.

Цены на сверхлимитное потребление природных ресурсов в Туркмении повышали и раньше, но об отмене льгот президент страны заявил впервые. Пойдя на такой шаг, господин Бердымухамедов будет вынужден нарушить указ первого президента — Сапармурата Ниязова, который установил нынешние социальные гарантии до 2030 года.

«В трудном экономическом положении сейчас находятся все страны Средней Азии»,— сказал “Ъ” директор аналитического центра Института международных исследований МГИМО Андрей Казанцев, ранее живший в Туркмении. Он пояснил, что «основной покупатель туркменского газа — Китай — сейчас платит за топливо неполную цену, компенсируя средства, затраченные на строительство газопровода».

http://www.kommersant.ru/doc/3319787

http://iv-g.livejournal.com/tag/Туркменистан
28 Декабрь 2015 Экономика Туркмении http://iv-g.livejournal.com/1263135.html
Изменения с 2015 г. по данным tradingeconomics.com
— фиксированный курс немного даже понизили, несмотря на 6-7% годовую инфляцию
— Current Account to GDP все больше уходит в минус
— Government Budget ушел в минус с 2015 года

Можно повторить выводы от 28 Декабрь 2015

В настоящее время Туркмения очень похожа на Ливию: светский режим в исламской стране, удерживающийся за счет нефтяных прибылей. Насколько устойчива такая конструкция неизвестно, тем более, что имеется, наверное, много желающих проживающих в юго-восточном соседе Туркмении научить страну правильному исламу.

Реклама

Книга «Нефтяная промышленность СССР в годы Великой Отечественной войны», 1985

за годы войны в СССР добыто 110,7 млн. т нефти, а поставки США составили всего 2,6 млн. т.1
Читать далее

Экономика Туркмении

15 декабря 2015 Гражданам Туркмении начнут выдавать часть зарплаты облигациями http://lenta.ru/news/2015/12/15/stateloan/

С января следующего года граждане Туркмении будут получать часть заработной платы облигациями государственного займа. Об этом сообщает «Хроника Туркменистана».

Рекомендация выплачивать от 12 процентов зарплаты облигациями поступила в начале декабря в банковские структуры, финансовые подразделения, налоговые службы из правительства. Неназванный сотрудник финансового Марыйского велаята (областной администрации) пояснил изданию, что на практике руководство будет стремиться распространить среди подчиненных большее число облигаций, «следовательно, в нижестоящие структуры пойдет бумага с рекомендациями о 15 и более процентах».

Решение правительства Туркмении о распространении облигаций госзайма было принято в октябре этого года. Предполагается, что средства, полученные с населения, будут потрачены на строительство и реконструкцию объектов к Азиатским спортивным играм в закрытых помещениях, которые пройдут в Ашхабаде в 2017 году.

Это не первое ограничение в сфере денежной политики, введенное Ашхабадом в последние годы. Так, в начале декабря СМИ сообщили о запрете для туркменских бюджетников на покупку иностранной валюты. Отмечалось, что власти страны испытывают большую потребность в наличной иностранной валюте, поэтому в республике вводят различные ограничения, чтобы искусственно снизить спрос населения на доллары и евро.

В октябре были введены ограничения на покупку долларов — не более 8 тысяч в год на человека и не более тысячи на одну сделку. Согласно распоряжению, обменные операции проводятся только после предъявления паспорта, каждая операция заносится в специальную базу данных.

В августе этого года агентство Bloomberg опубликовало отчет о валютах, курс которых может упасть в ближайшее время. В список попал и туркменский манат.

В 2013 году власти страны вводили ограничения на обналичивание денег. Тогда лимит суммы, которую можно снять с банковского счета, установили для мелких предпринимателей (предпринимателей без образования юридического лица). По правилам, которые ЦБ республики утвердил в августе 2013 года, можно снимать не более 8,8 тысячи манатов (около 3,1 тысячи долларов) в месяц.

— — — —
07 Март 2012 Экономика стран б.СССР http://iv-g.livejournal.com/614487.html
22 Октябрь 2010 Туркмения: общие сведения, нефть и газ http://iv-g.livejournal.com/338341.html
— — — —


http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/currency
— — — —
Во многом типичная картина для сырьевых стран: вначале держат курс валюты, а затем резко девальвируют


http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/population

The most important sector of the economy is oil and natural gas extraction, which accounts for more than 60 percent of GDP. Although agriculture accounts for only 10 percent of GDP, it employs 50 percent of the labour force.

http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/gdp-growth-annual
— — — —
Рост ВВП, связанный с ростом населения, хорошим уровнем цен на углеводороды, инфляцией и урбанизацией(?).
Безработица стабильно на уровне выше 10%


http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/inflation-cpi
— — — —
Рост цен дает примерно половину роста ВВП


http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/balance-of-trade

Turkmenistan recorded a Current Account deficit of 4.40 percent of the country’s Gross Domestic Product in 2014.

http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/current-account-to-gdp
— — — —
Несмотря на положительный торговый баланс счет текущих операций в минусе, почти все кроме нефти и газа ввозится в страну.


http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/government-debt-to-gdp
— — — —
Долг мал и найдется много желающих покредитовать

Turkmenistan recorded a Government Budget surplus equal to 0.80 percent of the country’s Gross Domestic Product in 2014.

http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/government-budget
— — — —
В 2015 дефицитный бюджет вероятен впервые за много лет.

Urban population (% of total) in Turkmenistan

http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/urban-population-percent-of-total-wb-data.html

Rural population growth (annual %)

http://www.tradingeconomics.com/turkmenistan/rural-population-growth-annual-percent-wb-data.html

В настоящее время Туркмения очень похожа на Ливию: светский режим в исламской стране, удерживающийся за счет нефтяных прибылей. Насколько устойчива такая конструкция неизвестно, тем более, что имеется, наверное, много желающих проживающих в юго-восточном соседе Туркмении научить страну правильному исламу.

Можно привести российскую аналогию: Демографическая торпеда:
К сожалению, Российская империя в последние 20 лет своего существования столкнулась с противником, против которого просто не было оружия. Это резкий и огромный демографический прирост. На самом деле, это плохо. Плохо настолько, что возникающий «перехлест» в момент слома аграрного уклада и перехода к индустриальному делает все социальные и политические структуры хрупкими. Единственный апробированный способ борьбы с этим явлением — это заселение «демографическими излишками» пустующих земель, принуждение к эмиграции и так далее вниз по степени эффективности (урбанизация тут лишь локальное значение имеет).

Проще говоря, вопрос в ключевых 20-30 годах, т.е. жизни одного-двух поколений. Чем плох такой резкий прирост населения?

Во-первых, резко увеличивается количество «потребителей» (едоков) при том, что прибавочный продукт заметно отстает.

Во-вторых, общество на этом этапе резко молодеет и резко же глупеет. Знаете, какой средний возраст жителя Российской империи был в 1917 году? 17-19 лет. Я не шучу. В 1897 году половина населения страны была моложе 20 лет, а две трети населения — моложе 30 лет. К 1914-1917 годам ситуация изменилась еще более в сторону «омоложения» и это была страна подростков.

Чем плохо такое резкое «омоложение»? Посмотрите ради интереса на новейшую историю многих стран Африки, столкнувшихся в XX веке с таким же бурным демографическим приростом. Гражданские войны, перевороты, бандитизм, радикализм, развал социальных структур.

Государство, каким бы оно не было хорошим, банально не успевает за таким ростом численности населения. Не хватает чиновников, учителей, полицейских, офицеров, инженеров и так далее. Прущая из провинции молодежь размывает узкий слои более-менее образованных людей. Идет повсеместная радикализация со всеми вытекающими: дрова сухие, их много и осталось только поднести спичку.

В-третьих, плохо было еще и то, что такой демографический спурт начался в аграрной стране, где 85% населения жило в сельской местности и находилось в целом на невысоком культурном уровне.

iv_g: записи о Средней Азии [Туркмения, Узбекистан, Киргизия, Таджикистан]

Читать далее

Горная энциклопедия: Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция


1125×688

Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Aзерб. CCP, вост. части Груз. CCP и зап. части Tуркм. CCP. Пл. св. 200 тыс. км2. Bключает Kобыстано-Kуринскую, Aпшероно-Прибалханскую, Центрально-Южно-Kаспийскую (перспективную) нефтегазоносные области и Западно-Tуркменскую газонефтеносную обл.

Hаиболее значит. м-ния; Cамгори- Патардзеульское, Hафталанское, Mурад- ханлинское, Kюровдагское, Hефтечалинское, Биби-Эйбатское, Бинагадинское, Hефтяные Kамни, Kотуртепинское, Hебит-Дагское, Гограньдагское, Oкаремское и др. Первые нефтяные м-ния (Балаханы-Cабунчи-Pоманы, Челекенское) открыты и разрабатывались кустарно c cep. 19 в. Планомерные поисковые работы на нефть и газ стали проводиться c 20-x гг. 20 в. K 1989 выявлено 100 м-ний нефти и газа, в т.ч. 72 на терр. Aзербайджана и Грузии, 28 в Tуркмении.

Tектонически Ю.-K. н. п. приурочена к крупной области прогибания, включающей Южно-Kаспийскую впадину, Kуринский межгорн. прогиб, Aладаг-Mессарианскую ступень и зап. окончание Kопетдагского мегантиклинория. Oграничена c C. мегантиклинорием Б. Kавказа, глубинным Cреднекаспийским разломом и Большебалханским антиклинорием, c З. Дзирульским массивом, c Ю. складчатой системой Mалого Kавказа, c B. Kопетдагским мегантиклинорием. Глубина залегания фундамента в наиболее погруженных частях св. 20 км.

Oсн. нефтеносным комплексом Ю.-K. н. п., содержащим почти все разведанные запасы нефти и газа, является «продуктивная» толща плиоцена и её аналог — «красноцветная» толща в Зап. Tуркмении. «Продуктивная» толща представлена чередованием песчаных коллекторов и глинистых покрышек общей мощностью от 1,2 до 4 км, «красноцветная» толща — монотонным чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород мощностью 0,8-3 км. B зап. части провинции на погружении Mалого Kавказа (Kировабадский p-н) и в вост. Грузии «продуктивная» толща отсутствует, залежи углеводородов обнаружены в отложениях майкопской серии олигоцена — нижнего миоцена и в породах верхнего мела. Oсн. p-ны добычи нефти и газа приурочены к Aпшероно-Прибалхашской нефтегазоносной обл. Aзербайджана и к Зап. Tуркмении. Kоллекторы «продуктивной» толщи на м-ниях Aпшеронского п-ова представлены хорошо отсортированными кварцевыми песками c высокими значениями пористости и проницаемости. B разрезе выделяется до 40 нефтегазоносных объектов. Залежи пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные, реже литологически ограниченные. M-ния приурочены к брахиантиклиналям, интенсивно разорванным многочисл. нарушениями разл. амплитуды, осложнённым грязевым вулканизмом. Hефти нафтено-метанового состава c плотностью 850-910 кг/м3, содержанием S 0,4%, парафина до 18%. B составе газового конденсата преобладают лёгкие углеводороды, кол-во парафина, смол, асфальтенов незначительно. Плотность конденсата 729-813 кг/м3. Cвободные газы метановые c незначительным содержанием CO2, N2.

Hефть м-ний Aзербайджана перерабатывается на бакинских з-дах, a туркменская нефть — на Kрасноводском з-де. Газ Tуркмении транспортируется по газопроводу Oкарем — Hебит-Даг — Kрасноводск. Газ Aзербайджана доставляется газопроводом Баку — Kировабад — Taилиси — Oрджоникидзе на Cев. Kавказ, нефть поступает в магистральный нефтепровод Баку — Kировабад — Taилиси — Батуми. Центры добычи и разработки — Kрасноводск, Oкарем, Hебит-Даг, Баку.

Материалы по геологии и нефтегазоносности юга СССР. Госгеолтехиздат, Москва, 1963 г.
http://www.geokniga.org/books/6269

Торговля газом: Газпром и Роснефть

«Роснефть» предложила прекратить реэкспорт среднеазиатского газа

«Роснефть» не в первый раз пытается влиять на деятельность «Газпрома». Вместе с «Новатэком» она добилась отмены экспортной монополии на СПГ. Теперь у компании другая идея. «При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа», — заявила «Коммерсанту» вице-президент «Роснефти» Влада Русакова. Она 29 лет проработала в «Газпроме». С апреля 2013 г. она курирует добычу газа в «Роснефти».

Прямые потери бюджета от невыплаты пошлин за среднеазиатский газ составляют около $3,5 млрд в год, писали эксперты энергетического центра бизнес-школы «Сколково». В 2013 г. монополия купила в Азии около 30 млрд куб. м по средней цене $275,8 за 1000 куб. м (см. график). В 2014 г. объемы будут такие же, считает аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров.

Независимые производители не смогут сразу заместить весь среднеазиатский газ, говорит портфельный управляющий ИК «Анкоринвест» Сергей Вахрамеев. В 2013 г. «Новатэк» добыл 62,2 млрд куб. м. На 2014-2015 гг. компания подписала контракты на поставку почти всего добываемого компанией газа и уверена в заключении контрактов в подобных объемах до 2020 г., говорил в апреле 2013 г. совладелец компании Леонид Михельсон. К 2020 г. «Новатэк» планирует добывать свыше 100 млрд куб. м. «Роснефть» в 2013 г. добыла 38 млрд куб. м. На 2014 г. были законтрактованы поставки газа в объеме 34 млрд куб. м, на 2015 г. — 37 млрд куб. м газа, следует из презентации президента «Роснефти» Игоря Сечина для встречи с инвесторами в Лондоне в 2013 г. План компании на 2020 г. — 100 млрд куб. м, из которых 80 млрд куб. м уже законтрактовано. Независимые производители не наращивают добычу газа, пока у них нет доступа к трубе, отмечает партнер Greenwich Capital Лев Сныков.

При отказе от среднеазиатского газа «Газпром» сам будет наращивать добычу, полагают Нестеров и Вахрамеев. В 2013 г. монополия сократила добычу на 0,4% до 480,45 млрд куб. м. Но может ее нарастить: добычные мощности «Газпрома» составляют около 600 млрд куб. м в год, говорится в годовом отчете монополии. В июне предправления «Газпрома» Алексей Миллер говорил, что «Газпром» собирается заменить среднеазиатский газ российским. Поручений заняться этим вопросом пока не было, сказал федеральный чиновник.

Представители «Роснефти», «Газпрома», «Новатэка», Минэнерго не ответили на запрос.

Глава газового направления «Роснефти» Влада Русакова о монетизации добытого
Год назад независимые производители газа, включая «Роснефть», подорвали экспортную монополию «Газпрома», получив разрешение на поставки за рубеж сжиженного природного газа (СПГ). Сейчас на фоне избытка предложения газа в России конкуренция в отрасли обостряется. О планах «Роснефти» по газодобыче в Восточной Сибири и на Сахалине, о создании собственной газопереработки и о том, чем отличается работа в «Роснефти» и «Газпроме», рассказала «Ъ» руководитель газового направления, вице-президент «Роснефти» ВЛАДА РУСАКОВА.

— В последнее время «Роснефть» начала уделять огромное внимание развитию газового бизнеса. Компания уже добилась разрешения экспортировать СПГ. Вы бы хотели получить возможность экспорта и трубопроводного газа?
— Мы работаем в рамках законодательства и ищем для своих проектов способы, как эффективно монетизировать газ. Мы можем продавать СПГ, у нас есть разрешение. Когда принималось решение о либерализации экспорта СПГ, понятно было, что без такого экспорта никакие запасы газа на шельфе монетизировать невозможно. Сейчас на газовом рынке появились сильные независимые игроки, возможности по добыче превышают фактические объемы потребления. При этом транспортный тариф для независимых производителей сейчас превышает аналогичные тарифы в Европе и США. Нужен переход на единую ставку на транспортировку, нужна большая транспарентность тарифообразования. Сейчас независимые производители, по сути, оплачивают транспортные расходы «Газпрома».

— Почему вы хотите получить доступ к газопроводу «Сила Сибири», который будет строить «Газпром»?
— «Сила Сибири» — это газопровод, который строится под контракт на экспорт трубопроводного газа в Китай. На востоке страны внутренний рынок развивается очень медленно из-за отсутствия инфраструктуры. А у «Роснефти» на юге Восточной Сибири и в Якутии чуть больше 1 трлн кубометров запасов газа.

— Насколько мы понимаем, руководители «Роснефти» и «Газпрома» в присутствии министра энергетики достигли договоренности о том, что транссахалинский газопровод, построенный для проекта «Сахалин-2», должен перейти напрямую в собственность государства, поскольку по соглашению о разделе продукции затраты участникам проекта уже возмещены. Каков итог диалога двух компаний?
— Обсуждался не вопрос собственности, а вопрос доступа к трубопроводу, и принципиальная договоренность с «Газпромом» достигнута. А какой это будет механизм — строительство дополнительных компрессорных станций либо расширение трубы с помощью лупингов, это вопрос технического обоснования. Механизм будет определен позже, а принципиально, насколько я понимаю, возражений со стороны «Газпрома» нет. Во всяком случае, мы благодарим Алексея Борисовича Миллера за объективность.

— Не возникнет противоречия с проектом «Газпрома» по расширению его СПГ-завода?
— Технологически возможны оба проекта. Сечение существующей трубы предполагает определенные технические возможности, сейчас она построена так, чтобы можно было ее расширять за счет компрессорных станций. Можно дополнительно сделать лупинги, тогда мощность еще возрастет и будет достаточной и для нашего газа, и для газа «Газпрома» при строительстве третьей очереди его завода.

— А какие схемы сотрудничества с «Газпромом» по Сахалину обсуждались?
— «Роснефть» направила письмо с предложениями по сотрудничеству в «Газпром». Идея в том, чтобы совместно проработать эти проекты, посмотреть, как эффективнее для всех было бы сделать, но ответа пока еще не получили. «Роснефть» в любом случае сделает свой СПГ-проект на Сахалине. Даже если не получится договориться с «Газпромом» по транссахалинскому газопроводу, завод можно расположить в другом месте, что позволит реализовать проект.

— Концепцию СПГ-завода не будете пересматривать? Была объявлена мощность 5 млн тонн.
— Нет, не будем пересматривать. Уже выбраны основные технические решения, подготовлена и направлена на Сахалин декларация о намерениях, много что сделано. Планируется к середине 2015 года закончить FEED, по его результатам будем принимать инвестрешение. В таком случае завод может быть построен к концу 2018 года, чтобы запустить его в 2019 году.

— Расширение завода планируется?
— Да, у «Роснефти» есть на Сахалине участки под геологоразведку, и мы видим, что можем его расширить. Но это уже дальняя перспектива.

— А вопрос санкций и возможных ограничений, в том числе со стороны вашего партнера ExxonMobil, может ли это повлиять на строительство завода?
— Я не могу отвечать за Exxon, пока мы идем по графику.

— Есть ли понимание, как будет устроено финансирование завода, как вы будете привлекать проектное финансирование с учетом санкций?
— Мы смотрим бизнес-схему и находимся в обсуждениях с Exxon, как нам лучше сделать и саму бизнес-схему и как лучше отработать вопросы финансирования. Потому что там есть газ «Сахалина-1», а есть часть газа самой «Роснефти».

— Как, по вашему мнению, нужно развивать регулирование внутреннего рынка с точки зрения ценообразования, тарифов, спроса, доступа к газотранспортной системе?
— Когда в 2003 году утверждалась энергетическая стратегия РФ, планировалось, что независимые производители газа к 2020 году будут занимать 20% рынка, а сейчас у них на этом рынке уже 27%. Это совершенно новая ситуация, и, для того чтобы развитие шло и дальше, для работы на таком конкурентном рынке должны быть изменены условия. Нужно обеспечить предсказуемое развитие отрасли, чтобы не было таких ситуаций, как в 2007 году, когда не хватало газа, или, как сейчас, когда, наоборот, на рынке значительный избыток. Должен быть прозрачный регулируемый тариф, гибкий и свободный доступ к ГТС, что позволит обеспечить работу газовой биржи. Торги на бирже дадут нам какое-то представление о реальной цене газа. Вы знаете, что, когда первые торги на бирже были в 2007 году, биржевая цена оказалась на 57% выше, чем регулируемая цена. Конечно, сейчас такой ситуации не будет, потому что рынок другой, но в любом случае это будет уже рыночный показатель цены. При этом нужна независимая биржевая площадка, на которой будут торговаться реальные объемы газа.

Преференций не должно быть, у всех должны быть одинаковые условия для работы на рынке. И важно, чтобы потребители от всех производителей газа имели возможность получать гибкость поставок, поэтому должно быть государственное регулирование тарифов на хранение газа в подземных хранилищах. Кроме того, при таком избытке газа на рынке нужно все-таки этот пузырь убирать. При наличии избыточных мощностей в России продолжается реэкспорт среднеазиатского газа, который оформляется как транзит и не облагается экспортной пошлиной. Совершенно спокойно, учитывая, что у туркменского и в целом среднеазиатского газа уже есть возможности выхода в Китай, можно уже сейчас этот газ заместить. Российские производители могли бы добыть и поставить на рынок тот же объем газа, уплатив налоги и создав рабочие места. Концепция внутреннего рынка газа должна быть включена в новую генсхему развития газовой отрасли, и в решениях президентской комиссии по ТЭКу это записано.

— На ваш взгляд, нужно отменить законодательное ограничение, по которому объектами единой системы газоснабжения может владеть только «Газпром»? «Роснефть» хотела бы владеть магистральными газопроводами?
— Зачем это отменять? Нужно только раздельный учет вести, потому что непрозрачность образования тарифов на прокачку газа ведет к тому, что они все время растут. Мы посмотрели: за последние пять лет тарифы на прокачку выросли больше, чем инфляция, чуть ли не в 1,8 раза.

— То есть вы за раздельный учет в рамках «Газпрома»?
— Да. Это устроило бы независимых производителей.

— Какой должна быть дальнейшая динамика тарифов на газ, о которой сейчас идет большая дискуссия?
— Да, дискуссия большая. Есть несколько приоритетов, которые, как мне кажется, сейчас рассматриваются правительством. Есть возможность задать сейчас темп роста тарифов, который позволит выйти на энергоэффективность.

— О каких цифрах идет речь?
— У нас есть естественные ограничения — это отсутствие экспорта. Пока в рамках нашей программы до 2020 года для нас был бы приемлемым рост тарифа по принципу инфляция плюс 2%.

— То есть, если исходить из прогнозов Минэкономики, вы хотели бы роста тарифа на 7-8% в год?
— Да, 7-8%, но многое зависит от инфляции затрат.

— Есть данные «Газпрома» о том, что более 95% газовых поставок «Роснефти» приходится на очень прибыльных, высокомаржинальных потребителей, тогда как у «Газпрома» таких меньше 30%.
— Почти 11% нашей выручки от продаж газа приходится на ЖКХ и население — это социальная нагрузка. Я думаю, что аналогичный показатель у «Газпрома» меньше (8,2% по отчетности по МСФО за 2013 год.— «Ъ»). У нас тоже есть и неплатежи потребителей, и проекты, где нужно повышать эффективность.

— Вы сохраняете план по добыче 100 млрд кубометров газа к 2020 году? Не считаете, что это много сейчас?
— Вы имеете в виду для рынка? Я вас прекрасно понимаю, на конкурентном рынке тяжело работать, когда избыток газа. Мы работаем пока под те контракты, которые у нас есть. У нас есть до 2040 года контракты, есть до 2028 года, поэтому мы намерены добывать столько, сколько необходимо для закрытия своих контрактных обязательств.

— Каков сейчас законтрактованный годовой объем?
— Сейчас больше 80 млрд кубометров, и мы рассчитываем на новые контракты.

— По добыче вы предполагаете только органический рост или возможны новые приобретения?
— Нет, в основном органический. У нас есть «Роспан», «Сибнефтегаз», Харампурское месторождение, Кынско-Часельская группа, «Варьеганнефтегаз» плюс попутный нефтяной газ (ПНГ).

— Какой сейчас уровень утилизации ПНГ у «Роснефти»?
— В этом году в целом будет около 80%, на некоторых предприятиях уже больше 95%. А к 2017 году мы выйдем на 95% по компании. У нас есть газовая программа по использованию ПНГ, утвержденная советом директоров, которая и реализуется.

— Как вы оцениваете сделку по продаже СИБУРу доли «Роснефти» в «Юграгазпереработке»? В чем заключалась проблема в совместной работе с СИБУРом в параметрах, в которых раньше работала ТНК-ВР?

— Это очень хорошая сделка. Наша задача была эффективно продать актив, минимизировать затраты на создание инфраструктуры и переработку. Эта задача выполнена. Надеемся, что и СИБУР доволен, что консолидировал 100% предприятия.

— Передоговориться по цене на ПНГ в рамках СП с СИБУРом не получалось?
— Да. Потом мне кажется, что в направлении переработки мы больше двигаемся к тому, чтобы самостоятельно заниматься этими вопросами. Мы хотим все-таки к 2018 году полностью вывести газовый бизнес компании на самоокупаемость. Мы стремимся к тому, чтобы повысить стоимость компании за счет газа. Сейчас пока, как вы знаете, у нас много разных газовых активов, и они недооценены.

— А в каких регионах могут появиться газоперерабатывающие проекты?
— На «Роспане», сейчас планируем на Приразломном, Приобском и Майском месторождениях.

— Там будет только отбензинивание газа или более глубокая переработка?
— Мы смотрим отбензинивание на Приобском, а на Приразломном и Майском — глубокую переработку. Есть и несколько перспективных проектов, специалисты компании сейчас работают над стратегией газоперерабатывающего направления.

— Вы планируете покупать какие-нибудь газораспределительные сети?
— Пока нет, «низкие» сети — это не наше приоритетное направление.

— Почему «Роснефть» решила войти в проект «Печора-СПГ»? Он довольно долго был на рынке, и к нему не было особенного интереса…
— Эта сделка еще не закрыта, есть только рамочное соглашение. В принципе хороший проект, интересный, мы пытаемся развиваться в этом направлении.

— А этот проект потенциально может быть сопряжен с вашими шельфовыми проектами с Exxon? Возможно, это будет площадка для переработки газа?
— В перспективе, конечно.

— Вы собираетесь полностью выкупить проект?
— Пока, как вы читали, у нас есть право на 50%. Окончательная конфигурация проекта и срок запуска завода будут определены сторонами после проведения предпроектных работ, по их результатам может рассматриваться и привлечение стратегического инвестора.

— Что вы думаете про перспективы России на европейском газовом рынке с учетом того, что в ЕС говорят о необходимости сокращать зависимость от российского газа?
— Европа ничем не сможет заменить российский газ. То есть напрямую такая замена невозможна. Для того чтобы им убрать наш трубопроводный газ вообще, нужно полностью перестраивать всю систему газопроводов. Глобально их газотранспортная система формировалась под три направления экспортных поставок, и перестроить ее очень сложно — это сумасшедшие инвестиции. У кого будет интерес строить все эти перемычки и интерконнекторы, чтобы получить ту же цену на газ? Никто реально не готов вложить в это деньги. Конечно, европейцы будут пытаться что-то делать, но так эту задачку не решишь.

— Вот если бы «Роснефть» экспортировала газ, она не подпадала бы под Третий энергопакет ЕС…
— Главное — обеспечить увеличение экспорта российского газа в Европу по рыночной цене и не допустить замещения российского газа другими источниками. А название конкретного поставщика не должно иметь значения для бюджета. Если это может обеспечить «Газпром», пожелаем ему успехов. Пока это поручено «Газпрому», он должен показать эффективность, которую надо контролировать.

— Как вы думаете, может ли Иран заменить Россию в поставках газа в Европу?
— Ресурсная база позволяет, но нужны дополнительные большие инвестиции в инфраструктуру. Кроме всего прочего Ирану самому требуется газ на севере, потому что там всегда не было газа, они в Туркмении покупали. Как вы видите, их газ даже в Турцию все время идет с большими проблемами. В любом случае, это решение не на ближайшее время.

— До конца 2012 года вы работали в «Газпроме», а уже в 2013 году перешли в «Роснефть». Как вы получили предложение о работе в «Роснефти»?
— Мы давно знакомы с Игорем Ивановичем (президентом «Роснефти» Игорем Сечиным.— «Ъ»). После завершения моей работы в «Газпроме» он меня пригласил. Мы обсуждали разные варианты монетизации газа — даже альянс с «Газпромом», но интересы ведущих игроков настолько разные, что было принято решение самостоятельно развивать газовое направление. Я увидела перспективу и согласилась — и не жалею.

— Ваши бывшие коллеги обижались?
— А почему они должны были обижаться? Я же уже ушла из «Газпрома», то есть у меня уже не было там обязательств.

— Почему вы все-таки согласились прийти в «Роснефть»?
— Потому что мне это очень интересно было. Это новая задача. У меня здесь шире круг ответственности. В «Газпроме» я занималась перспективой, балансами, планированием развития ЕСГ, проектированием, наукой, техническим регулированием. Я с предприятиями работала только в части проектирования и внедрения. А в «Роснефти» у меня еще и ответственность за предприятия, которые добывают газ, за их экономику. И мне всегда хотелось, чтобы экономическая составляющая была определяющей, и здесь удается это сделать. В «Газпроме» несколько по-другому. Там тоже занимаются экономикой, но здесь управление идет через проекты, а там управляют программами.

— В чем разница?
— Здесь совершенно другие подходы. Идет управление конкретными проектами. Для того чтобы проект вывести на реализацию, надо пройти очень много ступеней анализа и оценки, причем он обсуждается на уровне практически всей «Роснефти».

— Говорят, что все равно в «Роснефти» только одна ступень принятия решений и это президент компании…
— Нет, неправда. До тех пор пока этот проект доходит до президента, он обсуждается на научно-техническом совете с участием всех специалистов. Например, за последние полтора года мы провели пять или шесть проектов, несколько раз обсуждали каждый из них на научно-техническом совете (НТС), приходилось перерабатывать инвестмеморандум. А этот меморандум включает в себя все от самого начала — от геологии до в принципе ликвидации проекта. С первого раза мы, может быть, только один проект провели через НТС. И только потом проект попадает на инвесткомитет, а затем в зависимости от его суммы может перейти на правление и совет директоров.

Русакова Влада Вилориковна
Родилась 13 декабря 1953 года в Москве. Окончила Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина по специальности «проектирование и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз». С 1978 года работает в газовой отрасли. В 1995-1997 годах — начальник службы развития зарубежных проектов управления перспективного развития «Газпрома». В 1997-1998 годах — заместитель начальника, в 1998-2003 годах — начальник управления прогнозирования перспективного развития департамента перспективного развития, в 2003 году возглавила департамент перспективного развития. В 2003-2012 годах — член правления «Газпрома». В декабре 2012 года ушла из «Газпрома», с апреля 2013 года — вице-президент «Роснефти», где курирует газовый блок.
Газовый бизнес «Роснефти»
Company profile

«Роснефть» является третьим по объему добычи производителем газа в России. Добыча газа в 2013 году — 38,2 млрд кубометров, выручка от реализации — 103 млрд руб., запасы на конец 2013 года по ABC1+C2 — 6,5 трлн кубометров. Кроме того, «Роснефть» владеет 44 лицензиями на освоение шельфа, ресурсы газа компании на шельфе — 24 трлн кубометров. К 2020 году компания планирует добывать 100 млрд кубометров газа в год. Основные добывающие активы — «Роспан», Харампурское и Береговое месторождения, Кынско-Часельская группа месторождений. На базе проекта «Сахалин-1» вместе с ExxonMobil «Роснефть» планирует строительство завода по сжижению газа мощностью 5 млн тонн, также компания в мае 2014 года договорилась о покупке 51% в проекте «Печора СПГ».
http://www.kommersant.ru/doc/2547577

— — — —
06 Июнь 2013 Роснефть, день инвестора-2013. 4. Газ http://iv-g.livejournal.com/891707.html

Газовые цены и энергетика Китая


http://blogs.wsj.com/chinarealtime/2014/05/19/why-china-is-driving-a-hard-bargain-with-russia-over-gas/

Американская цена газа около 3-4$ за mBtu, европейская цена колеблется около 10-12$, азиатская — 13-15$.

У Китая все замечательно с энергетической безопасностью, низкие цены, диверсификация, собственные запасы:
— цены по многим контрактам ниже рыночных,
— монополизма поставок в Китай не существует, ему продают газ почти 10 поставщиков,
— существует возможность наращивания собственной добычи газа из сланцев.

Газовый контракт с Россией — это еще одна возможность для Китая стабилизировать внутренние цены при кратном росте потребления (за 10 лет потребление газа в Китае выросло в 4 раза!). Также в газовых поставках из России Китай получает аргумент для переговоров с другими поставщиками (сбивать цену можно только если создать избыток поставок товара).
http://pound-sterling.livejournal.com/344815.html

— — — —
Реальное замедление экономики КНР
http://russian.people.com.cn/31518/8628970.html
По-своему это сенсация. Потребление электроэнергии в апреле в годовом исчислении возросло всего на 4,6%. То есть, реальные физические объемы роста производства в КНР намного ниже официальных.
Что касается статистики, то есть цифры, которым можно верить, а есть, которым лучше не верить. Внешняя торговля и производство электроэнергии относятся к наиболее легко проверяемым и поэтому наиболее достоверным.

Об электроэнергии в КНР
Даже многие китаисты особо не вникают в суть проблемы. Во первых, Китай традиционно производит мало энергии относительно объемов промышленности. В итоге всё последнее десятилетие в КНР нормой были веерные отключения. Большинство отключений летом — промышленность работает особенно интенсивно, там большая часть отпусков падает на зиму (Новый год) плюс кондиционеры плюс сельское хозяйство. Теоретически замедление темпов роста обязано сопровождаться не меньшим как в прежние годы темпами роста энергетики, чтобы компенсировать нехватку энергии. Ан, нет. Это долгая история, главное — результат.

Второе, официальная статистика уже три года подряд показывает снижение потребления энергии в сельском хозяйстве. А что может привести к падению потребления в статистике? А) Предположим падение производства из-за сокращения пахотных земель Б) Предположим перевод ряда промышленных предприятий в сельской местности из разряда местного сельхозпроизводства в разряд промышленного. ИМХО, имеют место оба процесса. Процесс А находит выражение в резком росте импорта сельхозпродукции. Процесс Б статистически важен для поддержания иллюзии высоких тепов роста. Перевели прежнее промпроизводство на селе в чисто промышленное, получили иллюзию роста. Например, 7,5% вместо 6,5%. При этом самообман в отчетности выгоден всем ступеням власти.

Третий вариант требует особого изучения. При веерных отключения в КНР предприятия продолжают работать за счет мини дизельных электростанций. Продукция в итоге стоит дороже. Если заодно посмотреть на темпы роста ввоза угля и нефти, то надо признать — угольная промышленность не поспевает за нуждами страны. Правительство боится резко расширять производство электроэнергии, поскольку резкий рост ввоза энергоносителей уничтожит положительный внешнеторговый баланс страны, то есть реальный рост всё равно ниже заявленного. И это не отменяет сказанного под пунктами А и Б.

Китайский импорт газа. Китайская экономика

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

The Complete Chinese War Preparedness And Military Update

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

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

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

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

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

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

— — — —
OPEC Monthly Oil Market Report January 2014

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

China Home Prices

China GDP nominal

Последствия прокола пузыря могут быть глобальными

eia.gov: Каспийский регион

Oil and natural gas production is growing in Caspian Sea region

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

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

Caspian countries are developing new oil and natural gas export capacity

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

Kazakhstan consortium achieves first oil production from Kashagan field

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

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

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

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

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

Туркмения: Газовое месторождение Галкыныш


4769×3403


7321×7321


http://mazamascience.com/OilExport/


http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=TX#ng

Туркмения: газ, текущие новости (2010)
Туркмения: общие сведения, нефть и газ (2010)
Нефтегазовый комплекс Туркменистана (2010)
Экономика стран б.СССР (2012)
dolgikh: Крупнейшие газовые месторождения мира (2010)

— — — — —
Иолотань : список словарных статей

wikipedia.org: Газовое месторождение Галкыныш

Галкыныш — зоны супергигантского газонефтяного месторождения Туркменистана, расположенное в Марыйском велаяте. Эксплуатация начнется летом 2013 года.
В связи с открытием на территории Туркменистана сверхгигантской зоны газовых месторождений и ее освоением, 18 ноября 2011 года Президент Туркменистана подписал Постановление, предписав именовать месторождения Южный Ёлотен-Осман, Минара и прилегающие месторождения газовым месторождением «Галкыныш».

Южный Иолотань, Южный Йолотен — супергигантское газонефтяное месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны, в 50 км от областного центра Мары вблизи города Иолотань. Открыто в ноябре 2006 года.

Супергигантское месторождение Иолотань раскинулось на площади в 1800 км2. По предварительной оценке толщина продуктивного пласта здесь более 1200 м. Иолотань связан с нефтегазовым месторождением Осман, они оба являются одной структурой. Залежи располагаются на глубине 3,9-5,1 км. Нефтегазоносность связана с меловыми и юрскими отложениями.
В Иолотане идут разведочные работы во всех направлениях: на севере — до месторождения Минара, на юге — до месторождения Осман, на западе — до площади Газанлы и на востоке — до месторождения Яшлар.

Кроме газа здесь также сосредоточены значительные запасы нефти, промышленная разработка которых началась 2007 году, на порядок увеличив объем выпускаемых нефтепродуктов на Сейдинском НПЗ. Эта нефтяная залежь отличается уникальными характеристиками, здесь в черном золоте практически не присутствуют посторонние примеси, что в практике нефтедобычи встречается крайне редко. Относится к Туранской нефтегазоносной провинции Мургабской нефтегазоносной области.

По оценке компании Gaffney, Cline & Associates (Великобритания) начальные запасы природного газа составляют 21,2 триллионов кубических метров. Запасы нефти составляют 300 млн. тонн.

Добыча природного газа в 2009 году составила 40 млрд. м3.

Оператором разработки является туркменская государственная компания «Туркменгаз». Первый президент Туркменистана Сапармурат Ниязов пригласил китайский CNPC и турецкий Çalik Enerji участвовать в исследовании и развитии месторождении и предложил для транспортировки газа из Иолотаня в Европу расширение газопровода «Средняя Азия — Центр»

Минара (до 1991 г. — Майск) — газовое месторождение Туркмении, расположенное в Марыйской области, в юго-восточной части страны. Майск открыто в 1970 году, а Минара открыто в июле 2009 году. Различие Майска и Минары, это строения: Майск — надсолевой, а Минара — подсолевой.
Газоносность связано с нижнемеловыми и верхнеюрскими отложениями. Залежи на глубине на 2,9-4,1 км. Начальные запасы природного газа составляет 200 млрд м3. Оператором разработки является туркменская государственная компания Туркменгаз.

12 октября 2011
Месторождение Южный Иолотань

По результатам второго этапа независимого аудита запасов месторождений Туркменистана начальные геологические запасы зоны газовых месторождений Южный Иолотань (Южный Ёлотен) – Осман, Мианара и Яшлар подтверждены в максимальном объеме 26,2 трлн куб. м газа.

Такую оценку 11 октября озвучил представитель британской аудиторской компании «Gaffney, Cline & Associates» (GCA) Джим Гиллетт.
По его словам, эти данные не окончательные, запасы могут быть выше. На сегодня еще не определены пределы северо-западной, южно-восточной и западной границ месторождении Южный Иолотань (Южный Ёлотен)

Самым крупным из оцененных месторождений является Южный Иолотан, пишет сегодня Коммерсант. По данным GCA, его запасы составляют минимум 13 трлн куб. м, а максимум 21 трлн куб. м газа (раньше разброс составлял 4-14 трлн куб. м). Такой объем запасов ставит Южный Иолотань на второе место в мире после Южного/Северного Парса (28 трлн куб. м, поделено между Ираном и Катаром). На третьей позиции Уренгойское месторождение «Газпрома» с 7 трлн куб м..
В настоящее время госконцерн «Туркменгаз» совместно с привлеченными на сервисных условиях компаниями из Китая, Республики Корея и ОАЭ реализует проект по первоначальному обустройству Южного Иолотаня на общую сумму около $10 млрд, отмечает Trend. Разработка началась на основании первоначального аудита, представленного GCA в 2008 г., когда приблизительные запасы этого месторождения оценивались в пределах 14 трлн куб. м газа.

trubagaz.ru: Южный Иолотань


Рис. 1. Геологическая карта района Мургабской впадины


Рис. 2. Глубина залегания кровли пород-коллекторов месторождения Южный Иолотань


Рис. 3. Строение месторождения Южный Иолотань по данным бурения

Супергигантское газовое месторождение Южный Иолотань расположено в юго-восточной части Туркменистана в непосредственной близости от границы с Ираном и Афганистаном. В геологическом отношении эта территория приурочена к Мургабской нефтегазоносной области – крупной одноименной позднемезозойской впадине, располагающейся на южной оконечности молодой эпипалеозойской Туранской плиты. Впадина на севере, западе и юге ограничена разломами, а на востоке прослеживается в район северо-западной части Афганистана.

Мургабская впадина условно делится на Байрам-Алийский (северный) и Кушкинский (южный) районы. Здесь промышленные притоки газа и нефтегазопроявления установлены в отложениях мелового, а также юрского возрастов. В Байрам-Алийском районе крупные залежи газа открыты на площадях Байрам-Али, Шихитли, Майская, а нефти – на площадях Шараплы и Кели. В Кушкинском районе газ с небольшим содержанием конденсата получен на площадях Ислим и Карачоп.

Собственно платформенный чехол начинается с трансгрессивно залегающих юрских отложений, представленных в нижней части карбонатным комплексом, а в верхней – мощной толщей (800–1200 м) каменной соли, гипса и ангидрита, в которой установлены явления диапиризма. Это толща в пределах Мургабской впадины является региональной покрышкой и контролирует распространение по разрезу залежей газа.

Надсолевые отложения мела-неогена представлены преимущественно морскими песчано-глинистыми породами; карбонатные породы занимают резко подчиненное положение. Четвертичные отложения представлены главным образом аллювиальными и потоковыми отложениями.

По материалам сейсморазведки установлено, что платформенный чехол залегают на мощной (до 5–7км) толще, которая по характеру залегания очень близка к перекрывающим ее юрским и меловым отложениям. Предположительный возраст ее, исходя из общих представлений об истории геологического развития Средней Азии позднепалеозойский или пермо-триасовый.

Мощность отложений юры (J), мела (K), палеогена, неогена (N) и четвертичной системы (Q) в Мургабской впадине достигает 8–15 км. Мощности всех комплексов осадочных отложений, слагающих впадину, увеличиваются в направлении с севера и юга к ее осевой части. Локально распределение мощностей отложений определяется проявлением зон субширотных поднятий и прогибов, которые были заложены на фундаменте плиты. Распределение мощностей меловых и кайнозойских отложений в пределах Мургабской впадины позволяют сделать вывод о том, что поднятия и прогибы существовали уже в меловое и палеогеновое время. С середины олигоцена в отрогах Гиссарского хребта началось орогенное развитие, значительно активизировались тектонические движения и в Мургабской впадине. В неогеновое время на фоне общего прогибания окончательно сформировались крупные прогибы и поднятия. Вплоть до конца неогенового времени Мургабская впадина была областью интенсивной аккумуляции.

Промышленные залежи газа в Мургабской впадине выявлены в породах как юры (подсолевой комплекс), так и мела (надсолевой комплекс) и связаны с типичными платформенные антиклинальными складками, флексурными зонами и валами. При этом приуроченность месторождений к отложениям юры и мела в разных частях впадины неодинакова и зависит от литолого-фациальной характеристики соленосной толщи верхней юры. Там где развиты непластичные и фациально неоднородные соли, залежи газа установлены в надсолевых отложениях. На участках распространения однородной толщи солей промышленно газоносны только подсолевые комплексы.

Газы Мургабской впадины метановые, преимущественно сухие. Газовые проявления, связанные с подсолевым карбонатным комплексом обычно характеризуются повышенным содержанием сероводорода, в то время как газы надсолевых комплексов – малосернистые и бессернистые.

Предпосылками образования крупных газоконденсатных скоплений в указанных отложениях являются следующие факторы: значительное обогащение их органического вещества субконтинентальной гумусовой органикой (карбон); наличие региональной соленосной толщи, способствовавшей сохранению образовавшихся в подсолевых отложениях углеводородов от диссипации; значительное развитие аномально высоких пластовых давлений; благоприятные термобарические условия и др.

Месторождение Южный Иолотань географически удачно расположено вблизи города Иолотань, что в 50 км от областного центра Марыйского велаята города Мары. Эта часть территории представляет собой западный борт Мургабской впадины, строение которого осложнено крупной валообразной антиклинальной складкой, простирающейся с северо-запада на юго-восток (рис. 2). В своей юго-восточной части поднятие осложнено небольшим валом, к которому приурочено месторождение Осман.

Проявления газа месторождения Южный Иолотань связано с горизонтом карбонатных пород верхнеюрского комплекса (подсолевого). Они залегают на глубине от 3500 до 5100 м и перекрываются мощной толщей солей (рис. 3). Мощность продуктивного слоя в породах-коллекторах составляет не менее 600 м. Месторождение занимает 75 км в длину и 35 км в ширину. Согласно заявлению английской аудиторской компании Gaffney Cline & Associates (GCA), запасы месторождения Южный Иолотань – Осман состав­ляют около 6 трлн м³ газа, что почти в два раза больше, чем разведанные запасы российского супергиганта – Штокмановского месторождения (3,7 трлн м³ газа).

Залежи газа месторождения Южный Иолотань относятся к сводовому типу – они располагаются в своде поднятий и удерживаются соляной покрышкой (рис. 3). В составе пород покрышки присутствуют главным образом ангидриты, но отмечаются также горизонты переслаивания мергелей.

Источники:
Геология СССР, Т.XXII, Туркменская ССР, М., 1972
Нефтегазоносность платформенной части восточной Туркмении // сб. трудов. Вып. 134. М., 1977
Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений // М., Недра, 2000
http://www.summitdownloadportal.com/OGT08/doc/1227531748-Jim%20Gillett%20-%20GCA.pdf

О запасах газа
Получается, что Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. — около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням — 21 триллионов кубических метров (за вычетом запасов Минора). Разница в 3,5 раза.

На карте в слайде длина месторождения Южный Иолотань-Осман — около 100 км, ширина 35. Площадь этого месторождения почти точно соответствует площади Оренбургского НГКМ, а запасы (по минимуму) в 3-4 раза больше. Такого быть не может в принципе. Пластов коллекторов в карбонатах нижней перми Оренбургского НГКМ горадо больше, чем в карбонатах верхней юры Западного Укзбекистана и Восточной Туркмении.

Независимо оценить запасы месторождения Южный Иолотань-Осман проще простого. Это месторождение почти полный аналог туркменского же месторождения Самантепе. Запасы этих месторождений пропорциональны их площадям. По сегодняшним публикациям запасы газа Самантепе — 1,3 трлн. куб. м. Но нужно брать те запасы, которые утверждены в ГКЗ СССР. Ни площадь, ни запасы ГКЗ Самантете я в Сети не нашел. Но обязательно найду. Может быть в СССРовских справочниках. Спрошу на работе.

Грубо и примерно запасы газа Южный Иолотань-Осман составят 1,5-2,5 трлн. куб. м. Сегодня они завышены на порядок.

В справочнике «Газовые и газоконденсатные месторождения» (М., «Недра», 1975 г.) приведены данные по трем газовым месторождениям, являющимися аналогами месторождения Южный Иолотань-Осман: Самантепе (Туркменистан), Гумбулак и Адамташ (Узбекистан). Подсчет их запасов выполнен по методике ГКЗ СССР. Плотность запасов газа (оценена мной по запасам и размерам месторождений) составляет: Самантепе – 0,79 млрд. куб. м , Гумбулак – 1,45 млрд. куб. м , Адамташ– 0,72 млрд. куб. м [даны величины на 1 кв.км]

Примем пределы изменения плотности запасов от 0,7 до 1,5 при средней 1,0 млрд. куб. м.
Размеры месторождения Южный Иолотань-Осман 92х33 км, примерная площадь – 2430 кв. км. Запасы газа составляют от 1700 до 3645 млрд. куб. м, наиболее вероятные – 2430 млрд. куб. м.
Напомню: Gaffney Cline & Associates давало две оценки запасов Южного Иолотаня-Османа. До 2010 г. — около 6 трлн м³ газа, ближе к нашим дням — 21 триллионов кубических метров.
— — — — —

Только прочитав последнею запись, понял, чего так не хватает многим, а вернее большинству, упоминаемым в СМИ оценкам запасов и ресурсов месторождений: приводится запасы и ресурсов, но не указывается площадь месторождения 🙂

В результате расчетов (две последние строки таблицы) получается, что месторождение Галкыныш площадью в 2700 км2, приняв одни из самых лучших плотностей запасов, взятые по Северное/Южный Парс, получим максимум (In Place) 14 трлн. м3 и извлекаемые 9.8 трлн. м3.

Источники, указанные в таблице

1. http://new.aftershock.su/?q=node/23417
2. http://www.vnipigaz.gazprom.ru/activities/main-object/urengoj.php
http://www.trubagaz.ru/gkm/urengojjskoe-neftegazokondensatnoe-mestorozhdenie/
3. Уренгойское газовое месторождение: Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа и 1,2 млрд тонн газового конденсата.
4. http://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars_/_North_Dome_Gas-Condensate_field
5. Газовое месторождение Галкыныш
6. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=IR
7. http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=QA
8. Северное/Южный Парс
9. http://neftegaz.ru/tech_library/view/4336/
10. http://en.wikipedia.org/wiki/Galkynysh_gas_field
11. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-iolotan/
12. http://bgc.bg/upload_files/file/Qatar Report.pdf
13. http://www.trubagaz.ru/gkm/juzhnyjj-pars/

Самое лучше дело для продолжительной и бесплодной нефтегазовой дискуссии сравнивать запасы разных категорий, выбирая одни оценки по минимуму, а другие по максимуму 🙂

foreign.senate.gov/publications: Energy and Security from the Caspian to Europe

12.12.2012

http://www.foreign.senate.gov/publications/
http://www.foreign.senate.gov/publications/download/energy-and-security-from-the-caspian-to-europe

Варианты раздела Каспийского моря


http://www.vz.ru/infographics/2010/10/26/442583.html

термины и определения: Сколько все-таки баррелей в тонне нефти?

17.06.2009

Для сравнения количества сырой нефти российские специалисты постоянно вынуждены переводить распространенные во всем мире баррели в наши родные метрические тонны. При этом, как ни странно, и в популярных статьях, и даже в правительственных документах используются разные коэффициенты для одного сорта нефти.

«Голубой» баррель
Нефть измеряют в галлонах, баррелях, кубометрах, тоннах, экзаджоулях (джоуль, умноженный на 10 в 18-й степени), а также британских тепловых единицах (БТЕ или BTU). В Великобритании и Франции для сырой нефти и конденсата используют тонну, а в Норвегии и Канаде сырая нефть идет в кубометрах, а конденсат — в тоннах. В США же оба вида сырья меряют в баррелях, причем для конденсата чаще всего приводят величину в баррелях нефтяного эквивалента, и такой объем не совпадает с реальным объемом продукта.

Свой баррель нефтяникам всего мира по существу навязали США — крупнейший потребитель нефти на планете. По определению, американский нефтяной баррель равен 42 галлонам, или 158,983 л. Интересно, что баррель для измерения прочих жидкостей в Америке вмещает только 31,5 галлона (119,237 л). Договоренность о 42 галлонах была достигнута в конце августа 1866 года: торговцы признали, что их мерные баррели, то есть бочки, часто не соответствуют обозначенному на них объему, и согласились отпускать потребителям нефть «с походом».

Закрепила этот объем в 1972 году Ассоциация производителей нефти США, однако до сих пор нефтяной баррель не стал официальной единицей, и американские федеральные ведомства обязаны по закону каждый раз указывать, что данный баррель равен 42 галлонам США.

Привычное сокращение для барреля — bbl, причем первая буква обозначает blue (голубой). Так повелось с незапамятных времен, и в наши дни нефтяники объясняют сей виртуальный цвет барреля по-разному. Одни говорят, что такого цвета были когда-то бочки с сырой нефтью — в отличие от красных с нефтепродуктами. Другие утверждают, что сюда прокрался фирменный цвет компании Standard Oil of Califormia.

Баррель прижился в повседневной практике нефтяников еще и потому, что измерять нефть в танкерах, цистернах и трубопроводах гораздо удобнее с практической точки зрения в объеме, чем по весу. А уж о преимуществах мировой практики использования такой единицы, как баррель в сутки, говорить не приходится. Она намного показательней и практичней, чем годовой вес добытой нефти. Да и пересчет прост: в среднем баррель в сутки равен 50 тоннам в год.

Кто в лес, кто по дрова
Тем не менее, переводить баррели в тонны все же приходится часто, и здесь в дело вступает такой фактор, как удельная плотность нефти, которая для основных сортов России, например, колеблется в широких пределах — от 820 до 905,5 кг на кубометр. Соответственно меняется и вес каждого барреля. Для самого распространенного экспортного сорта Urals характерен разброс плотности от 870,8 до 860,2 кг на кубометр, и экспортеры вынуждены разбивать этот диапазон на три более мелкие единицы: сорт полегче идет как Urals High, потяжелее — как Urals Low, а промежуточный как Urals Med.

Экспортные сорта нефти СНГ

Измерение плотности нефти в градусах Американского нефтяного института (American Petroleum Institute, API) — еще одна традиция, которой придерживаются нефтяники всего мира под воздействием стандартов США. (Соответствие этой единицы изменения с принятыми в России отражено в Приложении 1)

Надо сказать, что спецификации российских сортов на зависть постоянны. В некоторых нефтедобывающих странах объявленная плотность экспортной нефти имеет склонность меняться, что сильно затрудняет расчеты и статистикам, и торговцам.

Коэффициент перевода баррелей в тонны в ОПЕК в разные годы

Взгляд со стороны
Интересны в приведенной таблице неожиданные скачки в 1997-1998 годах. По мнению аналитика Жана Лаэррера (Jean Laherrere), это объясняется не изменением состава экспортных сортов нефти, а особой системой расчетов внутри ОПЕК, продиктованной некими политическими или коммерческими соображениями.

Сторонние по отношению к картелю специалисты дают совершенно иные коэффициенты пересчета для членов ОПЕК. Так, в годовом статистическом обзоре BP саудовскую нефть предлагается пересчитывать по 7,6 барреля на тонну, а не по 7,3, а алжирскую — по 8,7 вместо 7,9 баррелей, как хотелось бы источникам в ОПЕК. При этом среднемировой коэффициент по нефти и конденсату, по данным BP, составляет 7,6 барреля на тонну.

Коэффициент перевода баррелей в тонны для СНГ

Ряд солидных зарубежных изданий исходит из того, что в тонне российской нефти в среднем содержится 7,35 — 7,36 барреля. Однако этот показатель является среднеарифметическим, а не средневзвешенным между «уральской» и «сибирской легкой», и не учитывает реального соотношения объемов их экспорта. Наиболее часто для упрощения расчетов российскую нефть пересчитывают из системы в систему с коэффициентом 7,3 барреля на тонну, поскольку количество экспортируемой Siberian Light далеко отстает от популярной нефти Urals. Впрочем, из вышеизложенного следует, что в некоторых случаях трейдерам имеет смысл вспомнить о известной доле условности при определении этого коэффициента, и осуществлять перевод, прибегая к более сложной системе пересчета, учитывающей особенности конкретного сорта нефти.

Приложение 1.
Перевод градусов API в метрические меры удельной плотности

http://info.tatcenter.ru/article/15682/

Программа INOGATE

Программа INOGATE – это международная программа сотрудничества в энергетической сфере между Европейским союзом и Странами Партнерами — Арменией, Азербайджаном, Беларусией, Грузией, Казахстаном, Киргизстаном, Молдовой, Таджикистаном, Туркменистаном, Украиной и Узбекистаном.

Страны договорились сотрудничать для достижения следующих четырех главных целей.

Конвергенция энергетических рынков на основе принципов внутреннего энергетического рынка ЕС с учетом особенностей стран-партнеров.

Повышение энергетической безопасности путем решения вопросов экспорта/импорта энергоносителей, диверсификации поставок, транзита энергоносителей и спроса на энергоносители
Устойчивое энергетическое развитие, включая развитие энергоэффективности и возобновляемых источников энергии

Привлечение инвестиций в энергетические проекты общего интереса.

Портал содержит не только информацию о самой Программе INOGATE и ее деятельности и инициативах в регионе, но также и региональные энергетические новости, общую информацию, а также соответствующие справочные материалы и ссылки на сайты
http://www.inogate.org/

Региональная энергетическая информация

Александрос Петерсен «Россия, Китай и энергетическая геополитика в Центральной Азии»

Центр европейских реформ ; Моск. Центр Карнеги. — М., 2012. — 90 с.
http://carnegieendowment.org/files/CER_PetersonRuss_web.pdf

Преобладающим игроком на энергетической арене Евразии традиционно была Россия. По величине запасов нефти она занимает восьмое место в мире, а в плане объема ее добычи не только преодолела спад первых постсоветских лет, но и опередила Саудовскую Аравию. Если в середине 1990-х годов нефтедобыча в России составляла примерно 3 млн баррелей в сутки (бр/сут), то в 2009 г. она достигла 10 млн бр/сут. В течение того же периода внутреннее потребление нефти в стране оставалось стабильным — 2—3 млн бр/сут, что позволило России к 2009 г. увеличить ее экспорт до 7 млн бр/сут.

Помимо обильных нефтяных ресурсов Россия обладает крупнейшими в мире запасами природного газа (примерно 25% общемировых разведанных резервов). По объему подтвержденных запасов газа (48 трлн кубометров) Россия почти равна Ирану и Катару (странам, занимающим по этому показателю второе и третье места в мире) вместе взятым. Россия стабильно является крупнейшим в мире производителем газа — лишь в 2009 г. она уступила пальму первенства: благодаря буму в разработке газоносных сланцев добыча голубого топлива в США за этот год возросла до 566 млрд кубометров, а в России составила 546 млрд кубометров. Тем не менее она по-прежнему занимает первое место в мире по объему газового экспорта.

Так, в 2006 г. президент Владимир Путин пообещал: к 2020 г. Россия увеличит долю Азии в своем нефтегазовом экспорте с тогдашних 3% до 30% 2. В августе 2009 г. правительство приняло «Энергетическую стратегию России на период до 2030 года». Этот документ предусматривает капиталовложения в объеме 2 трлн долл. в разработку новых месторождений и развитие транспортной инфраструктуры — отчасти с целью существенно увеличить нефтегазовый экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Главный источник энергии в Китае — уголь, который имеется в изобилии. Примерно 20% энергопотребления приходится на нефть, и эта доля в дальнейшем будет расти — ведь все больше китайцев приобретают автомобили. В 1997—2007 гг. на долю Китая приходилось до трети общемирового роста спроса на нефть, и сегодня по потреблению нефти он занимает второе место в мире после США. В 2010 г. спрос на нефть в Китае достиг 9 млн бр/сут и лишь наполовину покрывался за счет собственной добычи. В дальнейшем этот разрыв должен только увеличиться: согласно прогнозам МЭА через двадцать лет стране придется импортировать до 70% потребляемой нефти 7.

Спрос на газ в Китае растет столь же быстрыми темпами, хотя базовый уровень в этой сфере ниже. По данным МЭА, в 2008 г. объем потребления газа в стране составил 85 млрд кубометров. Бóльшая часть этого объема покрывалась за счет собственной добычи; лишь небольшая часть газа импортировалась в сжиженном виде. Сегодня газ составляет лишь 3% потребляемых в КНР первичных энергоресурсов, но Пекин намерен к 2015 г. довести потребление голубого топлива до 250 млрд кубометров, и тогда его доля повысится до 8%. Для этого в 2015 г. Китаю потребуется импортировать более 100 млрд кубометров газа. А поскольку Пекин озабочен безопасностью поставок по морю, он постарается импортировать немалую часть этого объема по трубопроводам, а не в сжиженном виде.

Хотя поставки российской нефти в Китай, в середине 1990-х годов крайне незначительные по объему, быстро увеличиваются, они попрежнему ограниченны. Согласно данным МЭА в 2010 г. Россия занимала пятое место среди поставщиков нефти в Китай, отставая от Саудовской Аравии, Анголы, Ирана и Омана и слегка опережая Судан и Ирак. Кроме того, Китай закупает некоторое количество российского СПГ на открытом рынке, но говорить о каких-либо двусторонних отношениях в газовой сфере пока не приходится.

Весьма примечателен такой факт: хотя у страны, занимающей первое место в мире по добыче углеводородов, и государства, представляющего собой один из самых емких и динамично развивающихся рынков сбыта энергоносителей, есть общая граница протяженностью в несколько тысяч километров, до недавнего времени их не связывал ни один крупный трубопровод. Отсутствие трансграничной энергетической инфраструктуры является одновременно проявлением взаимной настороженности, пронизывающей российско-китайские отношения в экономической, политической и стратегической сферах, и препятствием для быстрого расширения двусторонних связей на энергетическом направлении. Основная часть нефтяных поставок из России в Китай осуществляется по железной дороге — при всей своей гибкости этот способ транспортировки весьма недешев. Дискуссии между Москвой и Пекином относительно прокладки трансграничных нефтепроводов продолжались более десяти лет.

Контролируемый государством China Development Bank одолжил «Транснефти» и «Роснефти» 25 млрд долл. в обмен на поставку 300 млн т нефти в 2011—2030 гг.10 Часть этих средств пошла на сооружение ответвления трубопровода от Сковородино до пограничной реки Амур (оно было введено в эксплуатацию в начале 2011 г.). По этой «нитке» Россия в период до 2030 г. поставит Китаю 300 млн т нефти — в среднем по 15 млн т в год, или 300 тыс. бр/сут.

Нефть и газ в Прикаспии добывают уже сто лет, но лишь после распада СССР значительные энергоресурсы этого региона привлекли внимание иностранцев. Казахстан и Азербайджан быстро открыли свои месторождения для зарубежных инвесторов, и нефть из этих стран поставляется на международный рынок. Развитие газового сектора государств региона заняло более долгий срок, поскольку монополия России на трубопроводную инфраструктуру позволяла ей жестко контролировать экспорт из Центральной Азии. Лишь в первом десятилетии нового века, когда перспектива прокладки альтернативных экспортных «ниток» приобрела реальные очертания, иностранные частные и государственные нефтяные компании начали вкладывать серьезные деньги в разработку газовых месторождений на территории Туркмении и других стран региона

На сегодняшний день все государства Прикаспия в той или иной степени диверсифицировали круг своих клиентов, и значение России — традиционно единственного покупателя добываемых в регионе углеводородов — снижается. Каспийская нефть поставляется на западные рынки и во все бóльших объемах в Китай, кроме того, КНР становится одним из крупных импортеров газа из Прикаспия. Важным рынком сбыта для этих стран может стать и Евросоюз, но это произойдет тогда, когда (и если) Европу свяжет с регионом трубопроводная инфраструктура — «Южный коридор». Некоторые добывающие страны региона присматриваются и к динамично растущим рынкам на юге, прежде всего к индийскому и пакистанскому.

В первые годы после окончания «холодной войны» Пекин вел себя в Центральной Азии пассивно, наблюдая со стороны, как США и Россия борются там за влияние. Однако в последнее время, когда на первый план выдвигаются экономические и энергетические вопросы, а внешнеполитический курс Китая обретает все бóльшую уверенность, ситуация радикально изменилась.
Читать далее

Экономика стран б.СССР

Источник данных: Всемирный банк Последнее обновление: 16 февр. 2012 г.

1. ВВП в долларах США по текущим ценам. Без поправки на инфляцию.


google.com/publicdata

2. Валовой национальный доход в долларах по ППС (для учета соотношения цен в разных странах). Без поправки на инфляцию.


google.com/publicdata

3. ВНД на душу населения в долларах по ППС. Валовой национальный доход на душу населения в долларах по ППС (для учета соотношения цен в разных странах). Без поправки на инфляцию.

google.com/publicdata

4. Первичное энергопотребление (до преобразования в другие виды конечных энергоносителей) в килограммах нефтяного эквивалента на душу населения.

google.com/publicdata

Трубопроводное противоборство: очередной этап

В августе 2010г. консорциум компаний по строительству газопровода «Набукко» утвердил направления его снабжения топливом. Принято решение отказаться от строительства ветки газопровода в Иран через границу с Турцией, утверждены две линии снабжения газом через турецко-грузинскую и турецко-иракскую границы. В результате, в случае реализации, «Набукко» сможет получать газ Азербайджана, Туркменистана и Ирака. Между тем данное решение было принято в условиях ощутимой активизации (2009г. — первая половина 2010г.) борьбы вокруг данного проекта.

Значение «Набукко» с точки зрения энергетической стратегии ЕС непрерывно возрастает, так как его реализация позволит решить ряд задач. В первую очередь это сокращение энергетической зависимости от России, что придаст ЕС дополнительную свободу маневра в отношениях с Москвой. Затем проект «Набукко» может стать средством сокращения зависимости от США и контролируемых ими в той или иной степени системы трубопроводов через Южный Кавказ (Баку — Тбилиси — Джейхан, Баку — Тбилиси — Эрзрум). Третий аспект — подобный проект выступает как средство экономического и политического проникновения на Ближний Восток и в Центральную Азию. Последний аспект особенно примечателен с учетом опыта Грузии и Азербайджана, который продемонстрировал, что экономика стран — транзитера и экспортера энергоносителей — очень быстро оказывается в зависимости от трубопровода, его владельцев и стран-импортеров. В том, что касается «Набукко», необходимо также отметить его значение с точки зрения интересов Германии, на это указывает то обстоятельство, что ключевая роль в его реализации принадлежит германской энергетической корпорации RWE (в консорциуме также участвуют австрийская OMV, венгерская MOL, румынская Transgaz, турецкая BOTAS, болгарская Bulgargaz), а также то, что консультантом проекта является бывший глава МИД Германии Йошка Фишер.

Начатый в 2006г. проект «Набукко», в рамках которого предусмотрена прокладка газопровода через Турцию, Болгарию, Румынию, Венгрию до Австрии, изначально испытывал проблемы с ресурсной базой. В качестве основных источников рассматривались Ирак, Иран и Центральная Азия, прежде всего Туркменистан.

В случае с Туркменистаном (2009г. — начало 2010г.) была отмечена активизация усилий по ее вовлечению в проект. В мае 2010г. стало известно о планах подписания соглашения между RWE и Туркменистаном о поставках природного газа для «Набукко». Также появилась информация о начале Туркменистаном строительства газопровода «Восток-Запад», который должен соединить действующее месторождение «Довлетабад» и перспективный район добычи месторождения «Южный Йолотань» с Каспием. По мнению экспертов, газопровод «Восток-Запад» может стать основой Транскаспийского газопровода, который призван связать «Набукко» с центральноазиатскими ресурсами. Всему этому предшествовала повышенная дипломатическая активность европейской и американской дипломатии на туркменском направлении.

В то же время у туркменского варианта есть ряд проблем — в первую очередь это вопрос о том, хватит ли у Туркменистана ресурсов для того, чтобы удовлетворить все центры силы, между которыми Ашхабад активно маневрирует. Так, остается в повестке дня конкурирующий с «Набукко» и продвигаемый Россией с 2007г. проект Прикаспийского газопровода. Затем уже сейчас в центральноазиатской энергетической игре все большее значение приобретает Восточная Азия и прежде всего Китай. В декабре 2009г. Туркменистан начал экспорт газа по трубопроводу Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — Китай. Его мощность составит 30 млрд кубометров топлива, и в этих условиях можно говорить о столкновении интересов ЕС, прежде всего Германии, с Китаем в Центральной Азии.

Вторым и весьма перспективным направлением является Иран. Отметим, что изначально именно Иран выступал в качестве как страны-транзитера газа из Центральной Азии, так и непосредственного поставщика в рамках первоначальных проектов, инициированных в 90-х годах. Однако после ввода в 1995г. американской администрацией новых санкций в отношении Ирана, а затем нарастающего с 2002г. кризиса вокруг ядерной программы ИРИ иранский вариант выпал из активного оборота. Для ЕС вариант с участием Ирана был особенно соблазнительным, так как в случае реализации резко укреплял европейские позиции на Ближнем Востоке и в борьбе за иранские ресурсы.

С 2008г. значение Ирана, с точки зрения энергетической стратегии ЕС, резко возросло после российско-грузинской войны, продемонстрировавшей ненадежность уже существующих трубопроводов через Грузию. Проявлением растущего значения Ирана в стратегии ЕС стало активное вмешательство и жесткая позиция ключевых европейских стран в отношении внутриполитического кризиса в Иране летом 2009г. в связи с прошедшими в стране президентскими выборами. Эти действия отражали надежду европейцев на приход к власти в Тегеране либерального, реформаторского крыла исламского духовенства, более тесно связанного с европейским капиталом.

Затем с 2010г. Тегеран активизировал реализацию проектов по прокладке газопроводов, которые потенциально могут стать основой для включения Ирана в схему «Набукко». Это в первую очередь новый ирано-туркменский газопровод, первая фаза которого была введена в строй в январе 2010г., а вторая будет сдана в эксплуатацию зимой 2011 года. Затем турецкое направление — в июле 2010г. в ходе визита в Турцию министра нефти Ирана М.Мирказема достигнута договоренность об инвестициях в проект сооружения ирано-турецкого газопровода. Вовлечение Ирана в проект позволило бы избежать прокладки дорогостоящего и сомнительного в экологическом плане Транскаспийского газопровода, а также исключить использование территории Южного Кавказа, на которую все больше проецируется российская военная мощь.

Однако по сути это направление пока не реализовано, так как ЕС занимает все более жесткую позицию в отношении ядерной программы Ирана и, двигаясь в фарватере курса Вашингтона, присоединяется к проталкиваемому США ужесточению санкционного режима. Пока такой курс приводит к ослаблению позиций ЕС в Иране (США в этом плане особенно терять нечего) и укреплению позиций Китая и России.

Третье направление, которое также позволяет обойти Южный Кавказ, — это Ирак. Еще в 2007г. австрийская OMV получила контракт на разведку и разработку нефти в Северном Ираке. В мае 2009г. OMV и венгерская MOL подписали соглашение о приобретении пакета акций компании, которой принадлежат два проекта по разработке месторождений в иракском Курдистане. Как уже отмечалось, иракский вариант содержится и в варианте маршрутов снабжения, утвержденном консорциумом в августе 2010г. Однако и у этого варианта есть свои издержки, в числе которых — сложные отношения Турции с курдской автономией, общая нестабильность на турецко-иракской границе, достаточно сложная обстановка в самом Ираке и т.д. В то же время подключение Ирака к «Набукко», несомненно, усилит позиции ЕС на Ближнем Востоке.

Параллельно усилиям по обеспечению ресурсной базы «Набукко» ЕС активизирует шаги по торпедированию конкурирующего и проталкиваемого Россией проекта «Южный поток», действуя главным образом на болгарском и украинском направлениях. Во всяком случае борьба вокруг трубопроводов продолжается, вступает в новый этап и говорить о победителях пока рано.
http://www.golosarmenii.am/ru/20038/world/6146/

На шахматной доске Каспийского моря вырисовывается эндшпиль

По мере того, как нынешняя игра, в которую играют на энергетической шахматной доске бассейна Каспийского моря, идет к своему завершению, представления и искажения фактов множатся день ото дня. С целью понять смысл этой ситуации, необходимо вспомнить, как она к этому пришла — и каковы реальные возможности для дальнейшего развития.

В данный момент внимание сконцентрировано на попытках согласовать условия строительства Транскаспийского газопровода (TCGP) по дну Каспийского моря из Туркмении в Азербайджан, что позволит природному газу из Туркмении найти новый путь в Европу. Европейская комиссия недавно была уполномочена властями Евросоюза на участие в выработке условий проекта.

Если рассмотреть нынешнюю ситуацию в перспективе, полезно вспомнить последний раз, когда осуществлялась такая попытка. Это было еще в конце 1990-х годов, когда американские фирмы впервые попытались построить такую трубу. Тем консорциумом TCGP наполовину владела компания PSG International, и наполовину — GE Capital и Bechtel (позднее к этому СП присоединилась Royal Dutch Shell).

Сначала трагедия: 1990-е

В то время как личный антагонизм между президентом Туркмении Сапармуратом Ниязовым и президентом Азербайджана Гейдаром Алиевым и сам по себе не предвещал проекту ничего хорошего, окончательно на его неудаче сказались два конкретных события. Первым было то, что Россия убедила Турцию построить по дну Черного моря газопровод «Голубой поток», который связывал бы две страны. За счет этого проект TCGP лишился части турецкого спроса на газ (ибо он уже удовлетворялся «Голубым потоком»), и это способствовало тому, что Транскаспийский газопровод тогда не пошел дальше чертежей.

Вторым фактором, который радикальным образом способствовал провалу первой идеи газопровода TCGP, было то, что ВР неожиданно обнаружила природный газ (вместо ожидавшейся нефти) во время разведки и разработки первой фазы азербайджанского морского месторождения Шах-Дениз. Это открытие было крайне важным в плане соперничества между Туркменией и Азербайджаном в то время, когда обе страны были озабочены вопросом о том, какую долю каждая из них будет вносить в объем более крупного трубопровода TCGP. Когда Баку понял, что он и сам способен обеспечивать достаточно газа с месторождения Шах-Дениз-1 для заполнения небольшой трубы, и ему не нужно вести никаких переговоров о соглашении с Ашхабадом, Азербайджан решил действовать в одиночку. Результатом стало строительство Южнокавказского газопровода (Баку-Тбилиси-Эрзурум, South Caucasus Pipeline — SCP), по которому газ пошел с месторождения Шах-Дениз-1 в Турцию для внутреннего потребления и идет до сих пор.

Европейская политическая и социальная элита равнодушно отреагировала на неудачу первого проекта Транскаспийского газопровода двенадцать лет назад; им не нравилась американская попытка проецировать влияние в рамках постсоветского дипломатического вакуума на Южный Кавказ и Среднюю Азию. Лелея иллюзии большой сделки с Россией, эти элиты были озабочены тем, что проецирование силы Соединенными Штатами просто рассердит Кремль.

Антракт: Последнее десятилетие

За последнее десятилетие, однако же, серия зимних отключений российского природного газа, экспортируемого в Европу, привела к тому, что граждане стран-членов ЕС стали смертельно замерзать. Эти отключения поразили не только европейскую общественность, которая от них пострадала, но и европейскую элиту, ибо даже на пике холодной войны СССР всегда уважал контракты на поставки газа. Европейские иллюзии великой сделки с Россией по поводу энергопоставок или чего бы то ни было еще начали рассеиваться.

Самым серьезными индикатором, свидетельствующим о разочаровании Европейского Союза в России было решение, принятое ЕС в мае 2009 года в пользу своего собственного проекта Южного газового коридора (Southern Gas Corridor — SGC), и в этом проекте поддерживаемый Москвой проект газопровода «Южный поток» не назывался в качестве предпочтительной возможности. Южный газовый коридор первоначально называл три газопровода в качестве части стратегического энергетического направления для ЕС: Nabucco и два более скромных европейских проекта — Соединительный газопровод Турция-Греция-Италия и Трансадриатический газопровод. Консорциумы всех этих трех газопроводов подали свои предложения консорциуму по разработке Шах-Дениза, желая транспортировать газ с этого морского месторождения для распределения в Европе. Газопровод «Белый поток» (White Stream) был добавлен впоследствии в список SGC для транзита газа из бассейна Каспийского моря по дну Черного моря в Румынию, но он не подавал заявок на транспортировку газа с месторождения Шах-Дениз-2.

Снова в виде фарса? 2010-е

Вслед за этим стратегическим решением было отмечено, что проблемы, окружающие Транскаспийский газопровод, стали крайне важны для ЕС из-за того, что эта труба была важным компонентом проекта Nabucco. Поэтому в сентябре 2011 года Европейский совет дал Европейской комиссии полномочия на участие в процессе помощи Азербайджану и Туркмении с целью дать им возможность разрешить все спорные вопросы относительно возражений против заключения договора о строительстве Транскаспийского газопровода, а также помочь подготовить документы по планированию TCGP. И хотя это было лишь одно из 43 конкретных действий в рамках новой глобальной и мультисекторной энергетической стратегии Евросоюза, действия в области TCGP привлекли к себе наибольшее внимание из-за связи этого проекта с Nabucco.

Ответом Москвы стало дальнейшее продвижение проекта «Южный поток» как конкурента поддерживаемого ЕС Nabucco. Эта попытка многим напомнила аналогичные действия Москвы, когда на сцену в свое время вышел «Голубой поток», которому удалось успешно помешать американским планам по реализации проекта TCGP еще в 1990-е годы. С этой целью были реализованы масштабные инициативы в прессе и на дипломатическом фронте, призванные повлиять на европейскую общественность и мнение европейских элит в пользу «Южного потока»; более того, Газпром кооптировал несколько крупных европейских энергетических компаний в зонтичную структуру проекта, в качестве тактики, направленной на увеличение лоббистского веса консорциума по реализации проекта в Брюсселе. И несмотря на репутацию России как ненадежного поставщика газа Газпрому и России удалось создать впечатление наличия движущей силы за проектом «Южный поток».

Консорциум по разработке месторождения Шах-Дениз сейчас имеет три с половиной трубопроводных предложения, выбор среди которых, как говорит глава азербайджанской государственной нефтегазовой компании ГНКАР, будет сделан до конца ноября. В дополнение к трем проектам Южного газового коридора, упомянутым выше, «половинка» предложения представляет собой иронию судьбы — еще один элемент сценария из конца 1990-х может вмешаться и сорвать планы России, направленые на то, чтобы не дать газу с Каспийского моря добраться до Европы.

Последние шаги и будущие перспективы

В сентябре 2011 года, прямо перед окончанием приема заявок от трубопроводных консорциумов на разработку азербайджанского морского месторождения Шах-Дениз-2, ВР выступила с предложением строительства газопровода, который будет меньше Nabucco: она предложила соорудить так называемый Юго-Восточный Европейский газопровод (South East European Pipeline — SEEP). SEEP пройдет через территорию Турции, и будет иметь нужный диаметр для того, чтобы транспортировать именно тот объем, который Азербайджан планирует экспортировать в Европу, вне зависимости от того, будет ли Туркмения участвовать на данной стадии или нет.

Такому газопроводу не нужно будет ждать разрешения проблем, окружающих проект TCGP, и к тому же его строительство не будет исключать варианта, когда он позднее станет частью более крупного TCGP. Будучи более чем просто намеком на повторение истории, газопровод SEEP пройдет ровно по тому же маршруту, что и SCP, трубопровод, сконструированный двенадцать лет назад для экспорта газа с месторождения Шах-Дениз-1. Эта труба позволила Азербайджану осуществлять экспорт газа только со своих собственных морских месторождений, и нынешний вариант в виде SEEP предлагает аналогичную возможность и сегодня.

Энергетическая «шахматная доска» Каспийского моря гораздо более сложна, чем традиционная черно-белая шахматная доска: тут больше двух игроков, нет установленного порядка ходов и нет гарантий, что каждая часть доски видна каждому игроку. Более того, сложная природа всего этого означает, что некоторые игроки сами превращаются в участки шахматной доски других игроков, которые играют в более крупные игры. Данный конкретный эндшпиль, поэтому, является только началом средней игры на большой евразийской доске, простирающейся от Брюсселя до Пекина.
http://www.inosmi.ru/sngbaltia/20111101/176956449.html

Россия и Китай в Центральной Азии: соперничество или сотрудничество?

Последний визит председателя правительства России В. Путина в Китай, состоявшийся 11-12 октября, оставил нерешенным ключевой для двусторонних отношений вопрос о поставках российского газа. Сторонам не удалось договориться о цене, по которой КНР готова его покупать. В Китае боятся переплатить за российский газ, а Россия не горит желанием продавать его по демпинговым ценам. Неурегулированность вопроса особенно заметна на фоне растущих поставок в КНР нефтегазовых ресурсов из постсоветских государств Центральной Азии, которые всё сильнее вовлекаются в экономическую орбиту Китая…

В 1990-е гг. экономическое присутствие КНР в Центрально-Азиатском регионе было незначительным. В первые годы после распада СССР Китай присматривался к новым независимым государствам Центральной Азии, не предпринимая решительных шагов а плане экономической экспансии. Ситуация стала меняться с наступлением нового десятилетия, когда экономическая активность КНР в регионе стала расти. Объектом особого интереса Китая стал нефтегазовый сектор. Особенно заметно экономические позиции КНР стали усиливаться в условиях начавшегося в 2008 г. финансово-экономического кризиса. Государства Центральной Азии, испытывавшие трудности, нуждались в иностранных кредитах и инвестициях, которые легче всего оказалось получить из КНР.

Если в 2001-2003 гг. товарооборот Китая с государствами Центральной Азии вырос в два раза (с 1,5 до 3,3 млрд. долл.), то в 2004-2008 гг. – в шесть раз (с 3,3 до 20,2 млрд. долл.). Реальное экономические присутствие КНР, скорее всего, еще больше, так как данные региональной статистики не учитывают челночную торговлю. Основным внешнеторговым партнером Китая в регионе стал Казахстан, на долю которого в 1992-2008 гг. приходилось более 80% всего внешнеторгового оборота КНР с государствами региона. В 1990 г. товарооборот между Казахстаном и КНР составлял 368 млн. дол., в 1997 г. – более 500 млн. дол., в 1998 г. — 1 млрд., в 2009 г. – около 14 млрд. долл. За 20 лет объемы торговли Китая с Казахстаном выросли почти в 40 раз. Среди других государств региона более-менее заметные позиции в торговле с КНР занимает лишь Узбекистан, тогда как роль Таджикистана, Киргизии и Туркменистана вследствие узости их внутреннего рынка является ограниченной.
Читать далее

Usgs Assessment:Undiscovered Oil and Gas Resources Каспия и Прикаспия, 2010

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the North Caspian Basin, Middle Caspian Basin, North Ustyurt Basin, and South Caspian Basin Provinces, Caspian Sea Area, 2010

Introduction
The U.S. Geological Survey (USGS) estimated technically recoverable, conventional, undiscovered oil and gas resources of the Caspian Sea area as part of a program to estimate these resources for priority basins around the world. Four petroliferous geologic provinces cover the Caspian Sea area, (1) the North Caspian Basin, (2) Middle Caspian Basin, (3) North Ustyurt Basin, and (4) South Caspian Basin (fig. 1). The provinces encompass approximately 1,315,000 square kilometers and were based on interpretations by Delia and others (2008) and Natal’in and Şengör (2005). This assessment was based on published geologic information and on commercial data from oil and gas wells and fields, and field production records. The USGS approach is to define total petroleum systems and assessment units, and assess the potential for undiscovered oil and gas resources.

Total Petroleum Systems and Assessment Units
One total petroleum system (TPS), Paleozoic Composite, was defined for the North Caspian Basin Province to include source rocks ranging in age from Late Devonian through Early Permian (table 1, Ulmishek, 2001b). Five assessment units (AU) were defined geologically within this TPS. Four of the AUs lie below Lower Permian (Kungarian) evaporites (fig. 2A) — North and West Margins Subsalt AU, East and Southeast Margins Subsalt AU, South Margin Subsalt AU, and Central Basin Subsalt AU (table 1). Most reservoirs and seals in these AUs are associated with carbonate shelves and reefs, although some shelf and basin-slope clastic reservoirs of poor quality exist. Because of the extreme depths, a greater uncertainty was assumed that the Central Basin Subsalt AU contains technically recoverable oil or gas exceeding the minimum accumulation size set for the assessment (0.5 million barrels of oil equivalent) and therefore it was assigned a probability of 0.63 (table 1). Carbonate reefs and features associated with carbonate shelves are important traps for the subsalt AUs. Structural traps and likely stratigraphic traps are known in the East and Southeast Margins Subsalt AU. The Suprasalt AU lies above the evaporites (fig. 2A). Reservoirs and seals in this AU include clastic rocks ranging in age from Late Permian through Cretaceous and traps are associated with salt tectonics.

Three TPSs were identified in the North Ustyurt Basin Province — Buzachi Arch and Surrounding Areas Composite TPS, Mesozoic-Cenozoic Composite TPS, and Paleozoic Composite TPS (table 1, Ulmishek, 2001c). The Buzachi Arch and Surrounding Areas Composite TPS was defined to include source rocks within the Buzachi Arch and possible contributions of oil and gas from the neighboring North and Middle Caspian Basins. One AU was defined for each TPS — Mesozoic Sandstone Reservoirs AU, Mesozoic-Cenozoic Reservoirs AU,
and Upper Paleozoic Carbonates AU, respectively. Reservoirs and seals are indicated in the AU names. Most known traps are structural, although some pinchout traps are inferred.

The Terek-Caspian, South Mangyshlak, and Stavropol-Prikumsk TPSs were identified in the Middle Caspian Basin Province (table 1, Ulmishek, 2001a). Source rocks in the Terek-Caspian TPS include Oligocene to Lower Miocene Maykop Formation, Eocene Kuma Formation, and possibly some Middle to Upper Jurassic subsalt mudstones. The South Mangyshlak TPS includes Triassic and possibly Jurassic source rocks. Lower Triassic, Middle Jurassic, and the Oligocene to lower Miocene

Maykop Formation are source rocks in the Stavropol-Prikumsk TPS. Two AUs were defined for the Terek-Caspian TPS — Foldbelt-Foothills AU and Foreland Slope and Foredeep AU (fig. 2B). Reservoirs and seals in these AUs are mainly Upper Cretaceous to Eocene carbonate rocks and Lower to Upper Cretaceous and Miocene clastic rocks. One AU was defined for each of the other TPSs, having the same names as the TPS — South Mangyshlak AU and Stavropol-Prikumsk AU (fig. 2B, table 1). In the South Mangyshlak AU, reservoirs and seals exist in Lower to Middle Jurassic and Cretaceous clastic rocks, Triassic carbonates, and in fractured and weathered basement granite. Triassic carbonate rocks; Jurassic, Cretaceous, and Oligocene clastic rocks; and fractured Maykop mudstone provide reservoirs and seals in the Stavropol-Prikumsk AU. Known traps in all of the AUs are mostly structural, with some pinchout and stratigraphic traps.
The Cenozoic Composite TPS was defined for the South Caspian Basin Province (table 1) to include Oligocene to lower Miocene Maykop Formation and overlying Diatom Formation marine source rocks, and possibly also Eocene marine source rocks. The Apsheron-Pribalkhan Zone, Lower Kura Depression and Adjacent Shelf, and Turkmen Block AUs were defined in the TPS (fig. 2C). Reservoir and seal rocks are predominantly Pliocene to Pleistocene clastic rocks. Known traps include both structural and stratigraphic.

Assessment Results
Estimates of volumes of technically recoverable, conventional, undiscovered oil and gas resources are shown in table 1. No attempt was made to estimate economically recoverable resources because it is beyond the scope of this study. The combined mean undiscovered petroleum resources in the Caspian Sea area are 19.6 billion barrels of recoverable crude oil, 243 trillion cubic feet of recoverable natural gas, and 9.3 billion barrels of recoverable natural gas liquids.

In the North Caspian Basin Province, the mean volumes and probability ranges (F95 to F05) of undiscovered petroleum are approximately 4,671 million barrels (MMB) of crude oil, with a range of 1,278 to 10,565 MMB; 33,099 BCF of natural gas (both associated and dissolved, and nonassociated), with a range of 7,511 to 83,623 billion cubic feet (BCF); and 4,864 MMB of natural gas liquids, with a range of 1,294 to
11,153 MMB.

In the North Ustyurt Basin Province, the mean volumes and probability ranges (F95 to F05) of undiscovered oil are approximately 342 MMB of crude oil, with a range of 118 to 707 MMB; 4,651 BCF of natural gas (both associated and dissolved, and nonassociated), with a range of 1,339 to 10,587 BCF; and 61 MMB of natural gas liquids, with a range of 17 to 140 MMB.

In the Middle Caspian Basin Province, the mean volumes and probability ranges (F95 to F05) of undiscovered oil are approximately 1,908 MMB of crude oil, with a range of 569 to 4,200 MMB; 8,655 BCF of natural gas (both associated and dissolved, and nonassociated), with a range of 2,408 to 20,362 BCF; and 352 MMB of natural gas liquids, with a range of 94 to 850 MMB.

In the South Caspian Basin Province, the mean volumes and probability ranges (F95 to F05) of undiscovered oil are approximately 12,671 MMB of crude oil, with a range of 2,358 to 32,543 MMB; 196,835 BCF of natural gas (both associated and dissolved, and nonassociated), with a range of 38,330 to 494,358 BCF; and 4,002 MMB of natural gas liquids, with a range of 760 to 10,249 MMB.

http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3094/
http://pubs.usgs.gov/fs/2010/3094/pdf/FS10-3094.pdf

Интервью Дмитрия Фирташа

Дмитрий Фирташ: «Путин всех обыграл»
Самый загадочный украинский бизнесмен о торговле российским газом, покупке заводов, отношениях с президентами и кладовщиками

По данным украинского Forbes, 45-летний Дмитрий Фирташ входит в десятку самых богатых бизнесменов Украины, его состояние оценено в $996 млн. Тем не менее он продолжает оставаться самым загадочным украинским бизнесменом. В интервью российскому Forbes Дмитрий Фирташ рассказал о торговле российским газом, покупке заводов, отношениях с президентами и кладовщиками, о Владимире Путине, который всех обыграл, и Юлии Тимошенко, которая этому подыграла.
Читать далее

Газпром и Украина

На итоговой пресс-конференции 30 июня Алексей Миллер в очередной раз указал Нафтогазу и Белтрансгазу причину, по которой Газпром строит обходные газопроводы Nord Stream и South Stream:
— Вы знаете, на самом деле цель, которую мы преследуем, реализуя эти проекты, — она благородная: полностью исключить транзитные риски для российского газа в Европу. И здесь я хочу подчеркнуть слово «полностью».

По ходу пресс-конференции Алексей Борисович повторил этот тезис ещё два раза. В этой связи я хочу отметить, что мой базовый сценарий (транзит через Украину — 6 млрд кубов, Белоруссию — 35 млрд) выглядит завышенным. «Полное» исключение транзитных рисков означает полное отсутствие транзита.
http://m-korchemkin.livejournal.com/42193.html

Газовые конфликты между Россией и Украиной
Предистория конфликта
После распада Союза Советских Социалистических Республик Украина, через территорию которой проходил крупный газопровод в Европу, оказалась в двойственном положении: с одной стороны независимое государство, с другой — братская страна на постсоветском пространстве. Отсюда у Украины сохранились исторические льготы на покупку и транзит природного газа.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Газовые_конфликты_между_Россией_и_Украиной
http://en.wikipedia.org/wiki/Russia–Ukraine_gas_disputes

Газовый конфликт между Россией и Украиной 2005—2006 года
Предыстория — Россия, газ и постсоветские государства
Ещё в июле 2004 на заседании Совета безопасности РФ, посвящённом политике России в СНГ, президент Владимир Путин признал: «Мы подошли к определённому рубежу в развитии СНГ. Либо мы добьёмся качественного укрепления СНГ, создадим на его базе реально работающую, влиятельную в мире региональную структуру, либо нас неизбежно ждёт „размывание“ этого геополитического пространства и, как следствие, окончательное падение интереса к работе в Содружестве среди его государств-участников».

В марте 2005, после того как российское руководство потерпело целый ряд ощутимых политических провалов в отношениях с бывшими республиками СССР (Грузия, Украина, Молдавия), и в самый разгар кризиса власти в Киргизии, Владимир Путин высказался уже более категорично: «Все разочарования — от избытка ожиданий… Если кто-то ожидал от СНГ каких-то особых достижений в экономике, политике или в военной сфере, естественно, этого не было, так как и быть не могло. Цели программировались одни, а на деле процесс после распада СССР проходил по-другому…». Как выразился Путин, СНГ создавалось для «цивилизованного развода» постсоветских стран, а всё остальное — «… политическая шелуха и болтовня». Реальными же интеграционными инструментами, по его мнению, сейчас являются такие объединения, как ЕврАзЭС и создаваемое Единое экономическое пространство (ЕЭП). Что же касается СНГ, то оно, по словам Путина, играет роль «весьма полезного клуба для выявления взглядов руководителей государств на имеющиеся проблемы гуманитарного и экономического характера».

Как отмечают многие обозреватели, к концу 2005 цены на поставляемый природный газ превратились для российского руководства в действенный инструмент поощрения и наказания постсоветских государств в зависимости от их политики в отношении России.
— В марте 2005 было объявлено о повышении тарифов на газ для Белоруссии, однако уже 4 апреля Владимир Путин пообещал сохранить отпускные цены на прежнем уровне, а 19 декабря была достигнута окончательная договоренность о поставке в Белоруссию в 2006 году 21 млрд куб. м газа по 46,68 долл. США за 1 тыс. куб. м (то есть цена осталась неизменной с прошлых лет). Тем не менее в марте 2006 года, сразу же после президентских выборов в Белоруссии, руководство «Газпрома» объявило о намерении повысить цену на газ для этой страны до европейского уровня.
— В июле 2005 было объявлено о постепенном увеличении цен на газ для прибалтийских государств до общеевропейского уровня — 120—125 долл. В 2005 году цена 1 тыс. куб. м газа составляла 92-94 долл. для Латвии (поставлено 1,3 млрд куб. м), 85 долл. — для Литвы (3,56 млрд куб. м), 90 долл. — для Эстонии (0,73 млрд куб. м).
В сентябре 2005 было объявлено об увеличении цены на газ для Грузии с 62,5 до 110 долл. В — 2005 году Грузия получила около 1,45 млрд куб. м.
— В ноябре 2005 было объявлено об увеличении цен для Армении до 110 долл. (контракт на 2005 год предусматривал поставку 1,7 млрд куб. м по 54 долл.). Несмотря на предупреждения армянской стороны, что подобные шаги могут иметь негативные последствия для армяно-российских отношений, удалось лишь добиться отсрочки повышения цен до 1 апреля 2006.
В ноябре 2005 было объявлено об увеличении цен для Молдавии до 150—160 долл. В 2005 году «Газпром» поставил Молдавии 3 млрд куб. м газа по 80 долл. за 1 тыс. куб. м. В январе 2006 была достигнута договорённость о поставке газа в течение I квартала по цене 110 долл.
— В декабре «Газпром» и Азербайджан договорились о переходе на оплату поставок и транзита газа по рыночным ценам. По сообщениям СМИ, «Газпром» настаивает на цене 140—160 долл. за 1 тыс. куб. м (в 2005 году в республику поставлено 4,5 млрд куб. м по 60 долл.).
И наконец, в отношении цен на газ на 2006 для Украины Россия ещё в начале июня 2005 года потребовала с 1 января 2006 повысить цену с нынешних 50 долларов за 1 тыс. куб. м до 160 долларов, а затем, когда переговоры не привели ни к каким результатам, — до 230 долларов. По заявлению руководства «Газпрома», в отношении Украины было принято решение устанавливать цену на газ на основании «европейской рыночной формулы», которая бы учитывала цены на альтернативные виды топлива.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Газовый_конфликт_между_Россией_и_Украиной_2005—2006_года

Газовый конфликт между Россией и Украиной 2008—2009 года
http://ru.wikipedia.org/wiki/Газовый_конфликт_между_Россией_и_Украиной_2008—2009_года
http://en.wikipedia.org/wiki/2009_Russia–Ukraine_gas_dispute


http://www.ft.com/cms/s/0/787a705a-cb97-11dd-ba02-000077b07658.html

Ukraine Gas Prices (на декабрь 2010)
June 2005
The last quotation for gas price of Russian gas is 50 USD per 1,000 cubic meters, and the corresponding figure for Turkmenistan’s gas is 63 USD per 1,000 cubic meters.
Payment for gas transportation is 1.09 USD per 1,000 cubic meters per 100 kilometers.
http://www.bbspetroleum.com/index.php?page=717&lang=english

12/02/2008
Газовые конфликты России за последние 15 лет. Справка
Россия имеет более чем 15‑летний опыт так называемых газовых войн с соседними республиками. Конфликт с Украиной начался в 1993 году. Тогда до приостановки поставок дело не дошло. На других направлениях Россия действовала более решительно.

20 августа 1992 года государственное объединение «Лентрансгаз» сократило на 45 процентов объем поставок газа в Литву, мотивировав свое решение долгом в размере 18,6 миллионов долларов и отказом Литвы платить за газ по мировым ценам ‑ 90 долларов за 1 тысячу кубических метров (ранее цена равнялась 25 долларам). В сентябре «Лентрансгаз» потребовал, чтобы Литва выплатила до 2 октября 37 миллионов долларов, пригрозив полностью отключить республику от газоснабжения. С 10 октября поставки были приостановлены. 12 октября после встречи в Москве глав правительств двух стран Александраса Абишала и Егора Гайдара газ вновь стал поступать в Литву. В 1993 году Россия стала поставлять газ в прежнем объеме по цене 85 долларов за 1 тысячу кубинских метров.

20 февраля 1993 года концерн «Газпром» сообщил о намерении с 25 февраля прекратить поставки газа на Украину. По словам тогдашнего главы компании Рэма Вяхирева, причиной такого решения стал долг Украины в 300 миллионов долларов. Правительство Украины пообещало оплату долга, и отключения не состоялось. Первый платеж в размере 48,2 миллиона долларов поступил 10 марта 1993 года.

24 июня 1993 года Россия прекратила поставки газа в Эстонию после принятия эстонским правительством закона, по которому большинство русскоязычного населения получило статус иностранцев. В официальном заявлении правительства РФ отмечалось, что санкция связана с задолженностью страны. Сумма задолженности, как и ход разрешения конфликта, не разглашались, однако известно, что к 12 июля эстонское правительство выплатило России первую часть долга. Газоснабжение Эстонии было восстановлено.

7 ноября 1994 года из-за долга в 220 миллионов долларов «Газпром» наполовину сократил поставки газа в Молдавию. 11 ноября газопровод был полностью перекрыт. 12 ноября на встрече представителей «Газпрома» и «Молдовагаза» в Москве было принято решение о создании СП «Газснабтранзит», которому в счет списания 40 миллионов долларов Молдавия передала свои экспортные трубопроводы.

25 февраля 2000 года «Газпром» вновь отключил подачу газа в Молдавию, так как с начала года страна заплатила только треть от требуемых 15 миллионов долларов. 26 февраля, после того как молдавское правительство официально пообещало выплатить долг, поставки возобновились. Выплаты были произведены в назначенный срок.

4 ноября 2000 года по решению Минпромэнерго РФ был приостановлен экспорт газа в Азербайджан. В заявлении министерства в качестве официальной причины называлось незаконное использование газа Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР). 11 ноября глава ГНКАР Натик Алиев написал письмо российскому вице‑премьеру Виктору Христенко с просьбой «посодействовать в снабжении республики газом» в обмен на увеличение поставок нефти, и конфликт был решен.

18 февраля 2004 года Россия полностью прекратила поставки газа в Белоруссию. Это произошло после отказа Минска подписать соглашение о создании СП «Газпрома» и «Белтрансгаза» до тех пор, пока не будет согласована цена на газ в 2004 году. Минск настаивал на цене 40 долларов за 1 тысячу кубических метров, Москва ‑ на цене 50 долларов. В результате без газа остались Калининградская область, Польша, страны Прибалтики и Восточная Германия. Иностранные партнеры потребовали от России объяснений. 19 февраля президент Белоруссии Александр Лукашенко на экстренном заседании правительства обвинил Кремль в «терроризме на самом высоком уровне». В середине дня газовая блокада, длившаяся 18 часов 47 минут, была снята. Белоруссия стала получать газ по 46,68 доллара, а «Газпром» так и не получил долю в ее газотранспортной системе.

Газовый конфликт России и Украины в 2005 году начался с того, что еще в марте Киев инициировал переход на рыночные отношения в газовой сфере и предложил Москве расплачиваться за транзит российского газа по территории Украины деньгами, а не поставками сырья. Россия также предложила перейти на рыночные отношения. Основываясь на европейских ценах, «Газпром» предложил в конце ноября Киеву платить 230 долларов за тысячу кубометров. Однако в течение всего декабря позиция Киева оставалась неизменной, он был согласен лишь на повышение стоимости газа с 50 до 80 долларов. 31 декабря Владимир Путин поручил правительству обеспечить поставку газа на Украину в первом квартале 2006 года на условиях 2005 года в том случае, если украинская сторона подпишет контракт о переходе на рыночные цены. Российский «Газпром» получил официальный отказ «Нафтогаза Украины» от предложений по поставкам и транзиту российского газа. 1 января 2006 года в 10.00 «Газпром» прекратил поставку газа потребителям Украины. В трубопроводную систему закачивался только газ, предназначенный европейским покупателям и следующий через Украину транзитом. По информации «Газпрома», с 1 по 3 января Украиной было отобрано 223,5 миллиона кубометров российского газа. 4 января в Москву прибыла украинская делегация, и уже вечером было подписано соглашение о поставках российского газа Украине в течение 5 лет по 230 долларов за тысячу кубометров. При этом Украина будет получать газ по цене 95 долларов, так как «Росукрэнерго» смешает дорогой российский газ с дешевым центральноазиатским.

В октябре 2007 года «Газпром» уже заявлял, что сократит поставки природного газа для Украины в случае непогашения задолженности, которую накопила украинская сторона. 10 февраля 2008 года впервые после ультиматума «Газпрома» Украине о погашении долга официальные лица страны признали факт его наличия. Это сделал первый вице‑премьер Украины Александр Турчинов, который до этого обвинял в создании кризисного положения посредников. Турчинов выдвинул условие, при котором долг будет погашен, ‑ подписание прямого контракта с «Газпромом». При этом украинская сторона ни разу не назвала величину долга. По данным «Газпрома», задолженность Украины за поставленный с 1 января 2008 года российский газ (около 1,5 миллиарда кубических метров) приближается к 500 миллионам долларов, а общий просроченный долг по поставкам газа на Украину достиг уже 1,5 миллиарда долларов.

Материал подготовлен на основе сообщений РИА Новости и открытых источников
http://rian.ru/spravka/20080212/99021453.html

Комментарий к выступлению В.В.Путина на встрече с представителями иностранных СМИ 8 января 2009 г.
В.В.ПУТИН: «Хочу обратить ваше внимание, что, например, Украина получала все предыдущие годы газ по ценам, значительно ниже рыночных. В то время, когда мы направляли газ в Западную Европу по цене 100, 150, 200 долларов за тысячу кубических метров, Украина получала газ стоимостью 40, 50 долларов за тысячу кубов. Таким образом, Российская Федерация только в газовой сфере просубсидировала экономику Украины за эти годы примерно в объеме 47 млрд. долларов.»

КОММЕНТАРИЙ: Отчеты Газпрома дают цифры, заметно отличающиеся от приведенных в выступлении. В Таблице 1 приводятся расчеты максимального размера «субсидий» за период, когда В.В. Путин были Председателем Правительства и Президентом РФ. В эти годы Газпром поставлял на Украину газ по цене $50 за тысячу кубометров в уплату за услуги по транзиту. Денежных расчетов за газ между Газпромом и Украиной не было. Остальные объемы газа на Украину поставляли Итера и другие компании. С 2006 года Газпром перепродает Украине среднеазиатский газ (через Росукрэнерго), и можно говорить лишь о «субсидиях» со стороны Туркмении, Узбекистана и Казахстана.
Таблица 1. «Субсидирование» Украины Россией в 1999-2005 гг.


http://www.eegas.com/putin-01-08r.htm

21 января 2009 г.
Цены на газ для Украины и будущие проблемы

http://www.eegas.com/ukr_090120r.htm


http://2000.net.ua/2000/derzhava/resursy/67985

MEA-1999: б.СССР, Турция

Источник: Мillennium energy atlas, 1999


Читать далее