Архив меток: Узбекистан

Экономика Узбекистана

http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/news

— — —

http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2014/02/weodata/index.aspx
http://www.imf.org/external/country/UZB/index.htm
http://www.imf.org/external/ns/search.aspx?hdCountrypage=&NewQuery=Uzbekistan

http://data.worldbank.org/country/Uzbekistan
http://search.worldbank.org/all?qterm=Uzbekistan

https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/geos/uz.html

http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=UZB

http://www.iea.org/countries/non-membercountries/uzbekistan/
http://www.iea.org/search/?q=Uzbekistan

http://atlas.media.mit.edu/en/profile/country/uzb/

http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/indicators
http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/indicators-wb

— — —
Crude oil production, tbd

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


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/unemployment-rate


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


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/government-debt-to-gdp


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/gdp-growth-annual


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


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/current-account-to-gdp


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/government-budget


http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/gdp

Fertility rate; total (births per woman)

http://www.tradingeconomics.com/uzbekistan/fertility-rate-total-births-per-woman-wb-data.html

07 Март 2012 Экономика стран б.СССР http://iv-g.livejournal.com/614487.html
(обновленные данные ниже
1. ВВП в долларах США по текущим ценам. Без поправки на инфляцию)

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

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

Детская смертность до 5 лет

i/ Детская смертность вместе со среднедушевым энергопотреблением — один из самых труднофальсифицируемых показателей реальной экономики. Наиболее очевиден успех Азербайджана.

ii/ Экономическая статистика Узбекистана вызывает определенные сомнения:
— почти постоянный темп роста с 2010 г.

— Primary Energy: Consumption, Million tonnes oil equivalent (BP Statistical Review of World Energy June 2016)

почти постоянное энергопотребление при быстром росте ВВП

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

Рений в России и зарубежом

Редкие металлы потому и названы так, что содержание их в земной коре невелико. На сегодняшний день ученым известно около 40 различных редких элементов. Часть из них образуют собственные минералы. Другая часть — рассеянные редкие металлы. Они не формируют собственных месторождений, а присутствуют в виде примесей в других рудах: германий — в углях, висмут — в медных рудах, галлий — в бокситах и т. д.

Когда мы обсуждали список самых дорогих металлов в мире он конечно же не попал в этот список, потому что все же немного дешевле даже золота. А уж тем более он не сравнится в цене с самым дорогим металлом в мире, но учитывая, что он стал последним открытым элементом, у которого известен стабильный изотоп (все элементы, которые были открыты позднее рения, в том числе и полученные искусственно, не имели стабильных изотопов) плюс мировая потребность в таких металлах обычно меняется скачкообразно (интерес к ним не постоянный, а пульсирующий) давайте узнаем о нем подробнее…

Рений — редкий металл, который до последнего времени считался рассеянным. В природе он встречается в основном в виде примесей в молибдените. А минералы рения (к примеру, джезказганит) настолько редки, что представляют собой не промышленную, а научную ценность.

Существование рения было предсказано Д. И. Менделеевым («тримарганец») в 1871 году, по аналогии свойств элементов в группе периодической системы.

Элемент открыли в 1925 году немецкие химики Ида и Вальтер Ноддак, исследуя минерал колумбит спектральным анализом в лаборатории компании Siemens & Halske. Об этом было доложено на собрании немецких химиков в Нюрнберге. В следующем году группа учёных выделила из молибденита первые 2 мг рения. Относительно чистый рений удалось получить только в 1928 году. Для получения 1 г рения требовалось переработать более 600 кг норвежского молибденита.

Первое промышленное производство рения было организовано в Германии в 1930-х годах. Мощность установки составляла 120 кг в год, что полностью удовлетворяло мировую потребность в этом металле. В 1943 году в США после переработки молибденовых концентратов были получены первые 4,5 кг рения.

Рений стал последним открытым элементом, у которого известен стабильный изотоп. Все элементы, которые были открыты позднее рения (в том числе и полученные искусственно), не имели стабильных изотопов.

Рений — металл высоких технологий. Высокопрочные суперсплавы для космической и авиационной техники, содержащие от 4 до 10% рения, выдерживают температуры до 2000 градусов и более без потери прочности. Из них изготавливаются корпуса и лопасти турбин, сопла двигателей ракет и самолетов. Кроме того, рений используется в нефтехимической промышленности — в биметаллических катализато рах при крекинге и риформинге нефти. Он применяется в электронике и электротехнике (термопары, антикатоды, полупроводники, электронные трубки и т. д.). Особенно широко в этой отрасли промышлен ности использует рений Япония (65-75% своего потребления).

Мировая потребность в редких металлах обычно меняется скачкообразно. Интерес к ним не постоянный, а пульсирующий. Он зависит от внедрения в производство новых высокотехнологичных сплавов с различными добавками. Сегодня в такие сплавы требуется добавлять какой-либо редкий металл, а завтра, может быть, ему найдут замену, и потребность в нем отпадет практически полностью. Что касается рения, еще лет десять назад он использовался редко.

За период 1925-1967 годов мировая промышленность израсходовала всего 4,5 тонны рения. А сегодня только потребность Соединенных Штатов составляет около 30 тонн в год. На США приходится более 50% мирового потребления рения, причем за последние пять лет спрос на этот редкий металл увеличился в 3,6 раза.

Мировая добыча рения в 2006 году составила около 40 тонн. Крупнейшим производителем является чилийская компания Molymet. Производство рения стабильно растёт и в 2008 году составило уже 57 тонн

По природным запасам рения на первом месте в мире стоит Чили, на втором месте — США, а на третьем — Россия.

Общие мировые запасы рения составляют около 13 000 тонн, в том числе 3500 тонн в молибденовом сырье и 9500 тонн — в медном. При перспективном уровне потребления рения в количестве 40—50 тонн в год человечеству этого металла может хватить ещё на 250—300 лет. Приведённое число носит оценочный характер без учёта степени повторного использования металла.

Рений — дорогой металл. Стоимость неочищенного сырья (перринат калия) составляет около 800 долларов за килограмм. Килограмм очищенного рения на мировом рынке стоит не менее 1500 долларов. Высокочистый рений стоит и того дороже — до 900 долларов за грамм. Раньше рений получали исключительно как побочный продукт производства меди и молибдена. В обоих случаях при обжиге медного или молибденового концентрата рений в виде оксида вылетает из печных труб. Летучий оксид рения пропускают на выходе из трубы через серную кислоту, а из полученного в результате химической реакции перрината калия выделяют чистый рений.

В СССР основным потребителем рения и его соединений была Россия (около 70% суммарного потребления), а производителем — Казахстан (более 70% суммарного производства). В 1990 году Советский Союз использовал порядка 10 тонн рения, из которых 70% — в авиации, 5% — в нефтехимии, 5% — в электронике и 20% — в других отраслях. После развала союзного государства потребление рения резко снизилось и составило всего лишь около 1,5 тонны в год (1994 год). Сейчас оно немного возросло — до 2-2,5 тонны в год, но в России рения производит ся всего лишь сотни килограммов… А российской промышленности требуется не менее 5 тонн рения в год.

В Советском Союзе было три значительных месторождения, где получали рений: медистые песчаники Джезказганского месторождения в Казахстане и медно-молибденовые месторождения в Узбекистане и Армении. Его также добывали в дружественной нам Монголии, на крупнейшем в мире медно-молибденовом месторождении Эрдэнет. Волею судеб все оказались теперь в ближнем зарубежье. В России остались три мелких месторождения в Читинской области и на Кавказе. Они нерентабельны — их разработка затратна. Поэтому в любой развитой капиталистической стране никто из предпринимателей и не взялся бы за их освоение. Да и в нашей стране с переходом к рыночной экономике эти месторождения не разрабатываются совсем. Так что сырьевая рениевая база России сейчас на нуле.

Итак, разрабатывать бедные месторождения просто невыгодно. Америка решает проблему добычи рения, инвестируя разработки богатых месторождений в странах третьего мира. Для нас этот путь пока невозможен — нет денег.

Можно договариваться с бывшими соотечественниками из Узбекистана и Казахстана и получать рений в порядке обмена на другие товары. Конечно, можно и просто купить импортное рениевое сырье. Но все же, если мы хотим сохранить нашу страну как великую державу, хотим отстоять свою экономическую независимость, стратегические виды сырья неплохо бы было иметь у себя дома. Тогда никто не сможет диктовать нам ни политические, ни экономические условия. А рений на сегодняшний день металл, имеющий стратегическое значение. И получать рений нам надо бы у нас в стране и желательно без привлечения иностранного капитала. МЕСТОРОЖДЕНИЕ В КРАТЕРЕ

К началу 90-х годов сырьевые ресурсы рения в России были практически исчерпаны. Положение сложилось практически безвыходное, но нашей стране удивительно повезло. Именно в 1992 году удача улыбнулась геологам — они нашли рений на территории России и не в виде примесей в других минералах, а уникальное единственное известное в мире скопление минерала рения!

Рений в виде минерала обнаружен нашими учеными почти случайно. На Сахалине в городе Южно-Сахалинске есть Институт вулканологии и геодинамики Российской академии естественных наук. Директор его — Генрих Семенович Штейнберг уже много лет организует научные геологические экспедиции с участием ученых из Новосибирска, Москвы, Иркутска и других городов. И вот во время такой экспедиции в 1992 году сотрудники Института экспериментальной минералогии (он находится в городе Черноголовка, под Москвой) и Института геологии рудных месторождений (Москва) вели режимное наблюдение на вулканах Южнокурильской гряды и на вершине вулкана Кудрявый на острове Итуруп в местах выхода вулканического газа нашли новый минерал — рениит. Внешне он напоминал обычный молибденит, а оказался сульфидом рения. Содержание рения в нем достигает 80%. Это было почти чудо — заявка на возможность промышленного использования рениита для получения рения.

Вулкан Кудрявый высотой 986 метров — вулкан так называемого гавайского типа. В отличие от взрывающихся газовых вулканов он тихо тлеет. И в темную ночь, заглянув в кратер, вы можете увидеть в глубине раскаленную ярко-красную лаву. Иногда лава прорывается на поверхность и растекается по склонам. Правда, Кудрявый последние сто лет ведет себя спокойно — видимо, хорошо продувается газами, поэтому лава не выплескивается наружу. Поверхность кратера вулкана Кудрявый имеет размеры 200х400 метров. На кратере Кудрявого находятся шесть фумарольных полей — площадок размером 30х40 метров с большим количеством мест выхода газа. Над ними всегда курится желтоватый дымок.

Ученые задумались, откуда мог взяться сульфид рения на вершине вулкана, и пришли к выводу, что он кристаллизуется в виде иголочек прямо из вулканического газа. Из шести имеющихся фумарольных полей четыре — высокотемпературные. Вулканические газы в них имеют температуру от 500 до 940 градусов по Цельсию. И только на таких «горячих» полях и образуется новый минерал рения. Там, где холоднее, рениита намного меньше, а при температуре ниже 200 градусов он практически отсутствует. В этом и заключается уникальность вулкана Кудрявый: ведь вулканические газы, выходящие на поверхность на фумарольных полях других вулканов, гораздо менее горячие.

Исключение составляет единственный вулкан Килауэа, который находится на Гаваях. Его газы тоже имеют высокую температуру, но, правда, содержание рения в них в два раза ниже, чем в газовых выбросах вулкана Кудрявый. Да и уловить газы на Килауэа практически невозможно — гавайский вулкан постоянно извергает потоки раскаленной лавы. Так что Россия обладает уникальным вулканом, и не воспользоваться этим обстоятельством просто грешно.

Штейнберг и его сотрудники подсчитали, сколько сульфида рения накопилось на вулкане за сто лет «работы» в стационарном режиме. Оказалось, что не так уж и много. Запасы рения в виде рениита на острове Итуруп оцениваются в 10—15 тонн, в виде вулканических газов — до 20 тонн в год

Ученые также обнаружили, что в вулканических газах содержится не только рений, а еще по меньшей мере десяток редких сопутствующих элементов: германий, висмут, индий, молибден, золото, серебро и другие металлы. РЕНИЙ МОЖНО ДОБЫВАТЬ ПРЯМО ИЗ ВУЛКАНИЧЕСКОГО ГАЗА

Итак, за последние сто лет Кудрявый выбросил с высокотемпературными вулканическими газами в земную атмосферу сотни тонн рения. Его кратер — своего рода печная труба завода по переработке молибденита. Но на таких заводах рений и другие рассеянные редкие металлы «в трубу» не вылетают, их улавливают специальными фильтрующими устройствами, концентрируют и получают компоненты высокотехнологичных сплавов.

Применение:

Важнейшие свойства рения, определяющие его применение, — это очень высокая температура плавления, устойчивость к химическим реагентам, каталитическая активность (в этом он близок к платиноидам). Тем не менее рений является дорогим и редким металлом, поэтому его использование ограничено теми случаями, когда оно даёт исключительные преимущества перед использованием других металлов.

До открытия платинорениевых катализаторов риформинга основной областью применения рения были жаропрочные сплавы. Сплавы рения с молибденом, вольфрамом и другими металлами используются при создании деталей ракетной техники и сверхзвуковой авиации. Сплавы никеля и рения используются для изготовления камер сгорания, лопаток турбин, и выхлопных сопел реактивных двигателей, эти сплавы содержат до 6 % рения, что делает строительство реактивных двигателей крупнейшим потребителем рения. В частности, монокристаллические никелевые ренийсодержащие сплавы, обладающие повышенной жаропрочностью, используются для изготовления лопаток газотурбинных двигателей. Рений имеет критическое военно-стратегическое значение, ввиду его использования при изготовлении высокопроизводительных военных реактивных и ракетных двигателей.

Вольфрам-рениевые термопары позволяют измерять температуры до 2200 °C. Как легирующую присадку рений вводят в сплавы на основе никеля, хрома и титана. Промотирование рением платиновых металлов увеличивает износоустойчивость последних. Из подобных сплавов делают наконечники перьев автоматических ручек, а также фильеры для искусственного волокна. Также, рений используют в сплавах для изготовления деталей точных приборов, например, пружин. Рений применяют для изготовления нитей накала в масс-спектрометрах и ионных манометрах, а также катодов. В этих случаях также используют вольфрам, покрытый рением. Рений химически стоек, поэтому его применяют для покрытий, предохраняющих металлы от действия кислот, щелочей, морской воды и сернистых соединений.

С момента открытия платинорениевых катализаторов риформинга рений начали активно использовать для промышленного производства таких катализаторов. Это позволило повысить эффективность производства высокооктановых компонентов бензина, используемых для получения товарного бензина, не требующего добавки тетраэтилсвинца. Использование рения в нефтепереработке в разы повысило мировой спрос на него.

Кроме того, из рения делают самоочищающиеся электрические контакты. При замыкании и разрыве цепи всегда происходит электрический разряд, в результате чего металл контакта окисляется. Точно так же окисляется и рений, но его оксид Re2O7 летуч при относительно низких температурах (температура кипения — всего +362,4 °C), и при разрядах он испаряется с поверхности контакта. Поэтому рениевые контакты служат очень долго.

Эффект рения (Effect of Rhenium) (2014) https://www.youtube.com/watch?v=DpLbCnF6zwM

http://www.nkj.ru/archive/articles/5340/
Доктор геолого-минералогических наук А. КРЕМЕНЕЦКИЙ, заместитель директора Института минералогии, геохимии и кристаллохимии редких элементов (ИМГРЭ) Министерства природных ресурсов и РАН. Записала О. БЕЛОКОНЕВА.
https://ru.wikipedia.org/wiki/Рений
http://www.alhimikov.net/metall/ren.html
http://files.school-collection.edu.ru/dlrstore/585f767c-9ced-8c9c-1256-3eb5d7afbf04/1011831A.htm

http://masterok.livejournal.com/2972154.html

— — — —
https://ru.wikipedia.org/wiki/Кудрявый_(вулкан)
http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/rhenium/index.html#mcs

(Data in kilograms of rhenium content unless otherwise noted)

http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/rhenium/mcs-2016-rheni.pdf

http://www.indexmundi.com/minerals/?product=rhenium
http://www.indexmundi.com/en/commodities/minerals/rhenium/


http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/rhenium/530798.pdf

http://www.metal-pages.com/metalprices/rhenium

http://www.assetmacro.com/global/rhenium-price/

http://www.rheniumsource.com/

Rhenium, Ruthenium & Platinum Market Price Volatility http://www.mpt-llc.com/News/MPT-News-Nov-08.htm


https://setis.ec.europa.eu/mis/material/rhenium

aftershock: Статистика за 2015 г по потреблению природного урана и плутония в ЕС

Евросоюз купил в 2015 году 15990 тонн природного урана http://www.atominfo.ru/newsn/u0495.htm

Эксплуатирующие организации Евросоюза приобрели в 2015 году 15 990 тонн природного урана, говорится в годовом отчёте «Евратома».

Больше всего урана было закуплено в России — 4097 тонн, или прирост на 54,7% по сравнению с 2014 годом.

Из Казахстана было поставлено 2949 тонн (спад на 25,2%).

На третье место в списке поставщиков вышла Канада — 2845 тонн, или прирост на 53,3%. Нигер и Австралия занимают четвёртую и пятую строчки — 2077 тонн и 1910 тонн, спад на 4,4% и 4,2%, соответственно.

На собственную добычу в ЕС в 2015 году пришлось 412 тонн (прирост на 3,9%), их добыли в Чешской Республике и Румынии.

Кроме того, в форме дообогащённых хвостов европейские ЭО купили в 2015 году 212 тонн в пересчёте на природный уран — это произошло впервые с 2009 года.

Происхождение природного урана (тонны), закупленного Евросоюзом в 2015 году.

Данные из отчёта Евратома за 2014 год — по этой ссылке
http://www.atominfo.ru/newsl/s0245.htm

Евросоюз использовал за 20 лет в качестве топлива свыше 195 тонн плутония http://www.atominfo.ru/newsn/u0494.htm

Страны Евросоюза загрузили в 2015 году в свои реакторы 10,78 тонн плутония в форме MOX-топлива, говорится в годовом отчёте «Евратома».

По сравнению с 2014 годом, произошло снижение на 0,823 тонны. Тем не менее, это пятый результат за период 1996-2015 годов.

Рекорд по загрузке плутония в ЕС был установлен 2008 году — 16,43 тонн.

За счёт использования MOX-топлива Евросоюз сэкономил в 2014 году 1050 тонн природного урана и 742 тонн-ЕРР разделительных работ.

В 2015 году MOX-топливо использовалось рядом реакторов в Германии, Франции и Нидерландах.

Всего за период 1996-2015 годов в странах Евросоюза было загружено в реакторы в форме MOX-топлива 195,019 тонн плутония, что позволило сэкономить 22 006 тонн природного урана и 14 838 тонн-ЕРР разделительных работ.

Если сравнить общее потребление природного урана то в 2015г. оно выросло на 1239 тонны по сравнению с 2014 г. Разница в экономии плутония 2014-2015 г показывает, что в основной доле прироста МОХ топливо не виновато.
https://aftershock.news/?q=node/407361

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

Читать далее

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

Фото: Трагедия Аральского моря

Аральское море — бессточное соленое озеро в Средней Азии, на границе Казахстана и Узбекистана. С 1960-х годов XX века уровень моря (и объем воды в нем) быстро снижается вследствие забора воды из основных питающих рек Амударьи и Сырдарьи. До начала обмеления Аральское море было четвертым по величине озером в мире. Чрезмерный забор воды для полива сельскохозяйственных угодий превратил озеро-море, прежде богатое жизнью, в бесплодную пустыню. То, что происходит с Аральским морем, — настоящая экологическая катастрофа, вина за которую лежит на советской власти.

1. В настоящий момент высыхающее Аральское море ушло на 100 км от своей прежней береговой линии возле города Муйнак в Узбекистане.

2. Почти весь приток воды в Аральское море обеспечивается реками Амударья и Сырдарья. На протяжении тысячелетий случалось, что русло Амударьи уходило в сторону от Аральского моря (к Каспию), вызывая уменьшение размеров Арала. Однако с возвращением реки Арал неизменно восстанавливался в прежних границах.

3. Сегодня на интенсивное орошение полей хлопчатника и риса уходит значительная часть стока этих двух рек, что резко сокращает поступление воды в их дельты и, соответственно, в само море. Осадки в виде дождя и снега, а также подземные источники дают Аральскому морю намного меньше воды, чем ее теряется при испарении, в результате чего водный объем озера-моря уменьшается, а уровень солености возрастает. (Порт Аральск, 1970-е, уже видно, как ушла вода)

В Советском Союзе ухудшающееся состояние Аральского моря скрывалось десятилетиями, вплоть до 1985 г., когда М.С. Горбачев сделал эту экологическую катастрофу достоянием гласности.

4. В конце 1980-х гг. уровень воды упал настолько, что все море разделилось на две части: северный Малый Арал и южный Большой Арал. К 2007 г. в южной части четко обозначились глубокий западный и мелководный восточный водоемы, а также остатки небольшого отдельного залива. Объем Большого Арала сократился с 708 до всего лишь 75 км3, а соленость воды возросла с 14 до более чем 100 г/л.

5. С распадом СССР в 1991 г. Аральское море оказалось поделенным между вновь образованными государствами — Казахстаном и Узбекистаном. Таким образом, был положен конец грандиозному советскому плану по переброске сюда вод далеких сибирских рек и развернулась конкуренция за обладание тающими водными ресурсами.

6. Остается только порадоваться, что не удалось окончить проект по переброске рек Сибири, потому как неизвестно, какие бы катастрофы последовали за этим.

7. Коллекторно-дренажные воды, поступающие с полей в русло Сырдарьи и Амударьи стали причиной отложений из пестицидов и различных других сельскохозяйственных ядохимикатов, появляющихся местами на 54 тыс. км2 бывшего морского дна, покрытого солью.

8. Пыльные бури разносят соль, пыль и ядохимикаты на расстояние до 500 км. Бикарбонат натрия, хлорид натрия и сульфат натрия переносятся по воздуху и уничтожают или замедляют развитие естественной растительности и сельскохозяйственных культур. Местное население страдает от большой распространенности респираторных заболеваний, анемии, рака гортани и пищевода, а также расстройств пищеварения. Участились заболевания печени и почек, глазные болезни.

9. Высыхание Аральского моря имело тяжелейшие последствия. Из-за резкого уменьшения стока рек прекратились весенние паводки, снабжавшие плавни низовий Амударьи и Сырдарьи пресной водой и плодородными отложениями. Число обитавших здесь видов рыб сократилось с 32 до 6 — результат повышения уровня солености воды, потери нерестилищ и кормовых участков (которые сохранились в основном лишь в дельтах рек).

10. Если в 1960 г. вылов рыбы достигал 40 тыс. т, то к середине 1980-х гг. местное промысловое рыболовство попросту перестало существовать и было потеряно более 60 тыс. связанных с этим рабочих мест. Наиболее распространенным обитателем оставалась черноморская камбала, приспособленная к жизни в соленой морской воде и завезенная сюда еще в 1970-е гг. Однако к 2003 г. в Большом Арале исчезла и она, не выдержав солености воды более 70 г/л — в 2–4 раза больше, чем в привычной для нее морской среде.

11. Судоходство на Арале прекратилось, т.к. вода отступила на многие километры от главных местных портов — города Аральск на севере и города Муйнак на юге. А поддерживать в судоходном состоянии все более длинные каналы к портам оказалось чересчур затратным делом. С понижением уровня воды в обеих частях Арала упал и уровень грунтовых вод, что ускорило процесс опустынивания местности.

12. К середине 1990-х гг. вместо пышной зелени деревьев, кустарников и трав на прежних морских берегах виднелись лишь редкие пучки галофитов и ксерофитов — растений, приспособленных к засоленным почвам и сухим местообитаниям. При этом сохранилась только половина местных видов млекопитающих и птиц. В пределах 100 км от первоначальной береговой линии изменился климат: стало жарче летом и холоднее зимой, снизился уровень влажности воздуха (соответственно, сократилось количество атмосферных осадков), уменьшилась продолжительность вегетационного периода, чаще стали наблюдаться засухи.

13. На бывшей береговой линии сотни скелетов кораблей.

14. Несмотря на обширный водосборный бассейн, Аральское море почти не получает воды из-за оросительных каналов, которые забирают воду из Амударьи и Сырдарьи на протяжении сотен километров их течения по территории нескольких государств. В числе прочих последствий — исчезновение многих видов животных и растений.

15. Восстановление всего Аральского моря невозможно. Для этого потребовалось бы в четыре раза увеличить годовой приток вод Амударьи и Сырдарьи по сравнению с нынешним средним показателем 13 км3. Единственным возможным средством могло бы стать сокращение орошения полей, на что уходит 92% забора воды. Однако четыре из пяти прежних советских республик в бассейне Аральского моря (за исключением Казахстана) намерены увеличить объемы полива сельхозугодий — в основном, чтобы прокормить растущее население.

16. В данной ситуации помог бы переход на менее влаголюбивые культуры, например замена хлопчатника озимой пшеницей, однако две главные водопотребляющие страны региона — Узбекистан и Туркменистан — намерены продолжать выращивать именно хлопок для продажи за рубеж. Можно было бы также значительно усовершенствовать существующие оросительные каналы: многие из них представляют собой обыкновенные траншеи, через стенки которых просачивается и уходит в песок огромное количество воды. Модернизация всей системы орошения помогла бы ежегодно сберегать порядка 12 км3 воды, однако обошлась бы в $16 млрд.

Однако если обратиться к истории Арала, то море уже высыхало, при этом снова возвращаясь в прежние берега. Итак, каким же был Арал несколько последних столетий и как менялись его размеры?

17. В историческую эпоху происходили существенные колебания уровня Аральского моря. Так, на отступившем дне были обнаружены остатки деревьев, росших на этом месте. В середине кайнозойской эры (21 млн лет назад) Арал был соединен с Каспием. До 1573 года Амударья по рукаву Узбой впадала в Каспийское море, а река Тургай — в Арал. На карте, составленной греческим ученым Клавдием Птолемеем (1800 лет назад), показаны Аральское и Каспийское моря, в Каспий впадают реки Зарафшан и Амударья.

18. В конце 16-го и начале 17 века из-за понижения уровня моря образовались острова Барсакельмес, Каскакулан, Козжетпес, Уялы, Бийиктау, Возрождения. Реки Жанадарья с 1819 года, Куандарья с 1823 года перестали впадать в Арал. С начала систематических наблюдений (XIX век) и до середины XX века уровень Арала практически не менялся. В 1950-х годах Аральское море было четвертым по площади озером мира, занимая около 68 тыс. км2; его длина составляла 426 км, ширина — 284 км, наибольшая глубина — 68 м.

19. В 1930-е началось масштабное строительство оросительных каналов в Средней Азии, которое особенно интенсифицировалось в начале 1960-х. С 1960-х годов море стало мелеть из-за того, что вода рек, впадавших в него, во все возрастающих объемах отводилась на орошение. С 1960-го по 1990-й площадь орошаемых земель в Центральной Азии увеличилась с 4,5 млн до 7 млн га. Потребности народного хозяйства региона в воде возросли с 60 до 120 км3 в год, из которых 90% приходится на орошение.

20. Начиная с 1961-го, уровень моря понижался с возрастающей скоростью от 20 до 80—90 см/год. До 1970-х годов в Арале обитали 34 вида рыб, из них более 20 имели промысловое значение. В 1946 году в Аральском море отловлено 23 тысяч тонн рыбы, в 1980-х этот показатель достигал 60 тысяч тонн. На казахстанской части Арала было 5 рыбозаводов, 1 рыбоконсервный комбинат, 45 рыбоприемных пунктов, на узбекистанской (Республика Каракалпакстан) — 5 рыбозаводов, 1 рыбоконсервный комбинат, более 20 рыбоприемных пунктов.

21. Отступившее море оставило после себя 54 тыс. км2 сухого морского дна, покрытого солью, а в некоторых местах еще и отложениями из пестицидов и различных других сельскохозяйственных ядохимикатов, смытых когда-то стоками с местных полей.

22. Еще одна весьма необычная проблема связана с островом Возрождения. Когда он находился далеко в море, Советский Союз использовал его в качестве полигона по испытанию бактериологического оружия. Возбудители сибирской язвы, туляремии, бруцеллеза, чумы, тифа, оспы, а также ботулинический токсин проверялись здесь на лошадях, обезьянах, овцах, ослах и других лабораторных животных. В 2001 г. в результате ухода воды остров Возрождения соединился с материком с южной стороны. Медики опасаются, что опасные микроорганизмы сохранили жизнеспособность, а зараженные грызуны могут стать их распространителями в другие регионы.
http://bigpicture.ru/?p=524949

— — —
06 Апрель 2010 Полет генсека над Аралом http://iv-g.livejournal.com/119941.html
06 Апрель 2010 Аральское море, усыхание: космоснимки, карты, фото, видео http://iv-g.livejournal.com/120078.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.

eot.su: Большая энергетическая война. Часть VIII. Ядерная энергетика – продолжение

Нельзя не задать вопрос: а что дальше? Есть ли у нас в «советско-российском загашнике» какие-либо крупные идеи и ноу-хау, позволяющие нам сохранить ядерно-энергетическое лидерство?

Еще в конце 60-х годов ХХ века, когда обогащенный энергетический уран впервые вышел на Западе на широкий рынок (то есть стал доступным товаром), руководство СССР выяснило цены на него и решило, что на этом рынке может неплохо зарабатывать. И в 1971 г. был заключен первый контракт с Францией (тогда вполне дружественной, вышедшей из военных структур НАТО) о предоставлении ей советских услуг по обогащению урана.

В ходе исполнения этого соглашения вскрылись два очень важных для СССР факта.

Первый — что западное обогащение урана очень дорогое. Настолько дорогое, что обогащать (и, значит, добывать) бедные урановые руды просто невыгодно.

Второй — что обогатительные мощности на Западе слабы и не справляются с потребностями растущей ядерной энергетики. То есть, нет смысла строить новые реакторы и АЭС, поскольку нет гарантий их обеспечения топливом.

Важнейшим симптомом этой тенденции стали появившиеся в середине 70-х годов сообщения о том, что заказы на новые АЭС в США прекратились. А в 1979 г. произошла авария на АЭС «Три-Майл-Айленд» (Three Mile Island accident), за которой последовало официальное решение о «замораживании» американской ядерно-энергетической программы.

Тогда о подоплеке этого решения можно было только догадываться. Но в последние годы появились достаточно подробные данные о динамике мировой добычи урана и его использования на энергетические нужды, которые выявили очень интересную и содержательную картину.

Так, по данным World Nuclear Association (WNA) — крупнейшей мировой организации, занимающейся исследованиями ядерной энергетики, — соотношение между добычей и энергетическим использованием урана (в тысячах тонн) в мире менялось следующим образом:

Совершенно ясно, что примерно до 1987 г. мировая добыча урана намного превышала его «энергетическое» расходование. И значит, добываемый избыток урана использовался, прежде всего, для оружейного обогащения (для бомб). А также, видимо, накапливался в качестве обогащенных и необогащенных складских запасов. Из этой же таблицы не менее ясно, что последние 25 лет энергетическое расходование урана намного превышает его добычу. И значит, огромная часть «мирного атома» с тех пор работает на ранее добытом уране.

На каком именно? Либо «со складов» необогащенного урана. Либо «со складов» оружейного урана. Либо и оттуда, и оттуда.

А у кого и такого, и такого урана больше всего? У СССР. А как заставить СССР им делиться? Только поставить в безвыходное положение!

А как поставить в безвыходное положение? Вряд ли я выйду в сферу конспирологии, если предположу, что эти «урановые» соображения были не последними в американской активности по поддержке перестройки и развала СССР. Которые быстро превратили Россию в ключевого (и подневольного!) игрока на мировом рынке ядерного топлива.

Во-первых, в 1986 г. (как вовремя для дефицитного мирового уранового рынка!) грянул Чернобыль. И в СССР, с одной стороны, снизилось потребление энергетического урана его реакторами и, с другой стороны, были приостановлены программы достройки новых АЭС и поставки топлива для них. Остановлены не только в СССР, но и во многих других странах.

Во-вторых, после распада СССР Россия лишилась крупнейших урановых резервов Казахстана и Узбекистана, на которых до этих пор работали наши обогатительные мощности.

В-третьих, разрыв кооперационных связей с постсоветскими республиками крайне затруднил исполнение Россией ранее заключенных контрактов на строительство АЭС за рубежом.

Мощнейший ядерный комплекс России оказался совсем без денег (вспомним экономическую разруху конца 80-х — начала 90-х годов) и буквально «за гранью выживания».

Единственной возможностью выживать стал поиск зарубежных контрагентов, готовых платить за такие услуги, которые наш ядерный комплекс был еще способен оказать.

Первым типом таких услуг стало обогащение чужого урана. Западные газодиффузионные заводы ввиду неэффективности своей технологии нередко снимали с природного урана только «обогатительные сливки». И в результате оставляли в «хвостах» обогащения от 0,2 до 0,35 % U235. А для высокоэффективных советских центрифуг такие «хвосты» были вполне даже богатым сырьем. И контракты на их обогащение стали той первой частью «базы выживания», которая поддерживала на плаву наш ядерный комплекс в позднесоветские и первые постсоветские годы.

А второй частью этой «базы выживания» стал знаменитый американский контракт «ВОУ-НОУ» (превращение высокообогащенного оружейного урана из советских ядерных боеголовок в низкообогащенный энергетический уран), который пышно назвали «Мегатонны в мегаватты». Согласно этому контракту, заключенному в 1993 г. на 20 лет, Россия обязалась переработать 500 тонн высокообогащенного урана из снятых с вооружения советских боеголовок в энергетический уран и поставить этот уран в качестве топлива для американских АЭС.

Контракт этот в основном ругают и вполне заслуженно.

Конечно же, он явно нерыночный и для России очень невыгодный. Невыгодный хотя бы потому, что даже только себестоимость обогащения этих 500 тонн урана до оружейной концентрации на лучших советских центрифугах в несколько раз превышала принятую правительством Ельцина–Гайдара цену контракта в 10 млрд долларов. Так что навязывание этого контракта России, конечно, было актом «ядерно-топливной» и, одновременно, экономической войны.

Другие обвинения этого контракта — в «одностороннем ядерном разоружении России» и т. п. — несерьезны. К началу его исполнения в СССР–России были накоплены десятки тысяч ядерных боеголовок. Это в 3–4 раза больше, чем можно было поставить на имеющиеся ракеты, которые к тому же начали скоропалительно резать. А еще немалый запас обогащенного оружейного урана (который, в итоге, в основном и перерабатывали на самом деле по контракту «ВОУ-НОУ») находился на складском хранении. А еще были плутониевые боеголовки и плутоний, который в России завершили нарабатывать на реакторе только в 2010 году…

Так что, конечно, российский ядерный комплекс, спасаясь от смерти контрактом «ВОУ-НОУ», заодно оказывал Америке очень крупную и очень дешевую для США «экономическую услугу». Но многие осведомленные эксперты считают, что это была (случайно или целенаправленно — отдельный вопрос) особая, «медвежья» услуга.

Дело в том, что этот контракт лишил США необходимости наращивать собственные обогатительные мощности. В результате в последнее десятилетие почти 40 % (!!!) ядерной энергетики США работает на «разубоженном» уране из российских боеголовок. А еще не менее 7–9 % их ядерной энергетики работает на таком же «разубоженном» уране из американских боеголовок.

Но это означает, что дефицит мощностей обогащения урана в США составляет почти 50 %. И быстро такой дефицит — даже если удастся успешно решить проблемы новых центрифуг и лазерного обогащения — не ликвидировать. А контракт «ВОУ-НОУ» заканчивается в 2013 г., после чего Россия не несет перед США никаких «урановых» обязательств. И может продавать уран — и обогащенный, и «разубоженный» оружейный (которого у нас, по оценкам экспертов, еще немало) — кому угодно по достаточно высоким рыночным ценам. Поскольку — напомню цифры — мировой рынок энергетического урана и сегодня, и завтра остается остродефицитным.

Исходя из этого, придется признать, что катастрофа «Фукусимы», опять-таки, случилась очень кстати для США. Ведь она — хотя бы на время — вновь существенно снизила дефицитность рынка ядерного топлива. Шутка ли: Япония остановила 52 из своих 54 ядерных реакторов, Германия — 8 из своих 17, другие страны — еще несколько реакторов. А это в сумме около 12 % мировых ядерных энергомощностей. Плюс многие страны приостановили или сократили свои программы строительства АЭС.

Но ведь кроме этого многие реакторы в Европе уже отработали нормативный и «продленный» срок службы, и вскоре тоже должны быть остановлены. Откуда же тогда брать энергию?

Так что вовсе не случайно такое пристально-возмущенное отношение Европы к «диктатору-Газпрому» и российской «газовой политике». И неслучайно заинтересованное участие крупнейших германских и итальянских корпораций в проектах «Северного» и «Южного» потоков.

И неслучайно именно сейчас, когда Россия «по факту» оказалась владельцем одновременно и «газовой дубины», и «ядерно-энергетической дубины», началась столь острая и мощная международная политическая война вокруг тезиса о необходимости перестройки-2. Россию вновь хотят развалить и поставить в безвыходное положение, чтобы ей пришлось (конечно же, добровольно, по собственной необходимости) задешево или вовсе бесплатно «делиться» тем, что ей принадлежит…

Возвращаясь к ядерной энергетике, еще раз подчеркну, что «постфукусимский» синдром сокращения потребности в реакторном уране принципиально дела не меняет. Новых реакторов планируется строить много, и 104 работающих американских реактора тоже никуда не делись и «хотят топлива»…

Однако нет сомнений в том, что Россия вряд ли останется «королем» рынка энергетического урана надолго. США и Франция (они, прежде всего) построят новые обогатительные мощности. Они же, так или иначе, миром или войной, обеспечат себе доступ к урановым резервам Австралии, Мали, Казахстана, Намибии и т. д. Кроме того, здесь следует отметить, что американская корпорация NUKEM с 1992 года до середины прошлого десятилетия была исключительным поставщиком на мировой рынок узбекистанского урана. И что многолетняя американская игра в стиле «дружба-вражда» с Исламом Каримовым, безусловно, содержит в себе весомую «урановую» компоненту. Так что США вполне могут расширить свое участие в разработке (и покупках) урана из немалых (около 100 тыс. тонн) резервов в недрах Узбекистана.

Это означает, что России в ближайшие годы следует максимально использовать свои преимущества мирового лидера по дешевому обогащению урана и поставкам качественного топлива для АЭС.

В связи с топливом нужно подчеркнуть еще одно важное обстоятельство. Недавние события на украинских АЭС еще раз показали всему миру с полной определенностью, что ядерный реактор и топливо для него «друг без друга не ходят». В 2005 г., при Ющенко, украинский «Энергоатом» заявил о диверсификации своей ядерно-топливной политики. А позже «Энергоатом» начал (сначала осторожно, помалу) загружать в реактор Южно-Украинской АЭС советской постройки вместо привычных топливных сборок (кассет) производства российского концерна «ТВЭЛ» аналогичные кассеты американо-японской корпорации Westinghouse. В 2010 г. на этом реакторе стояла половина кассет «ТВЭЛ» и половина — Westinghouse. И начались закупки кассет Westinghouse для других блоков Южно-Украинской, а также Запорожской АЭС.

Но в 2011 г., во время плановой контрольной остановки реактора, выяснилось, что в кассетах Westinghouse начали разрушаться конструкционные элементы. Пришлось полностью выгружать из реактора и проверять все топливо, причем выяснилось, что кассеты «ТВЭЛ» целы, а значительная часть кассет Westinghouse имеет существенные повреждения.

Проведенное расследование показало, что лишь своевременное обнаружение этих повреждений позволило избежать тяжелых «ядерных» последствий. А в сентябре 2012 г. представители украинской Главной инспекции ядерной безопасности заявили, что использование и ввоз в Украину свежего топлива Westinghouse запрещены.

И поскольку аналогичный печальный опыт поставок неработоспособных топливных сборок Westinghouse на реакторы ВВЭР советской постройки (такие же, как украинские) был в 2007 г. на чешской АЭС «Темелин», «мировое сообщество» не могло не усвоить, что подобные замены поставщика топлива обходятся «слишком дорого».

Однако повторим, статус уранового «топливного лидера» Россия вряд ли получила надолго. И тогда нельзя не задать вопрос: а что дальше? Есть ли у нас в «советско-российском загашнике» какие-либо крупные идеи и ноу-хау, позволяющие нашей стране сохранить ядерно-энергетическое лидерство и выигрывать будущие сражения на ядерном фронте энергетической войны?

Об этом — в следующей статье.
http://gazeta.eot.su/article/bolshaya-energeticheskaya-voyna-chast-viii-yadernaya-energetika-prodolzhenie

Peak Oil: Узбекистан

Добыча нефти и газа в Узбекистане в 2012 году упала до исторического минимума
По данным журнала «Экономическое обозрение» (Узбекистан), в 2012 году добыча нефти и газового конденсата в Узбекистане упала до исторического минимума — 3,17 млн. тонн при объеме внутреннего потребления 4,4 млн. тонн.

По данным издания, существенное падение добычи обусловило стабильный дефицит бензина и дизельного топлива на внутреннем рынке республики.
Например, в понедельник в Ташкенте наблюдались очереди на редких автозаправках, куда бензин все-таки поставили. На остальных наблюдался полный штиль, а самодельные шлагбаумы у въездов свидетельствовали об отсутствии топлива.

Дефицитом бензина и солярки в Узбекистане давно никого не удивишь, энергетический кризис давно распространился на всю территории страны и лишь в столице его последствия не особенно очевидны, — пишет Узметроном.

Что касается регионов, то здесь бензин если и есть в продаже, то по коммерческим ценам, которые на 66 процентов выше установленных государством на территории всей республики. И то, лишь на АЗС, принадлежащим OOO UzGazOil – компании, перешедшей от швейцарской Zeromax к узбекскому «Узтрансгазу».

Согласно документу, закрытому от общественности, ООО UzGazOil наделено эксклюзивным правом ввоза в страну нефтепродуктов, однако специалисты склонны считать, что компания не ввозит сюда ни одной тонны. Все значительно проще, уверены они: идет банальное перераспределение имеющихся резервов в пользу UzGazOil с одной единственной целью – получить как можно больше денег с минимального объема топлива.

Косвенно мнение экспертов подтверждает и такой факт. На момент подготовки данного текста стоимость 1 тонн бензина марки АИ-80 на товарно-сырьевой бирже составляла 6 миллионов сум, а стоимость такого же количества дизельного топлива доходит до 8 миллионов сум.

С учетом неизбежных накладных расходов, о которых мы уже писали, 1 литр самого низкокачественного бензина предприятиям и организациям обходится не меньше 6 тысяч 200 сумов за литр, а соляра – не меньше 8 тысяч 300 сумов за литр. То есть, в три раза дороже, чем по нынешним фиксированным ценам.

— Понятно, что при такой цене на топливо ни о какой конкурентоспособности узбекской продукции говорить не приходится. Именно этим обстоятельством и обусловлен официальный запрет на импорт в Узбекистан целого перечня потребительских товаров, — пишет издание.

Очередная волна острого дефицита бензина проходит в Узбекистане

В Узбекистане снова нет бензина, на автозаправках даже не видно длинных очередей, когда топливо отпускается по лимиту, они попросту закрыты.

Такая ситуация наблюдается уже в течение нескольких дней.

Дефицит связан с тем, что запасы нефти в республике незначительны и страна вынуждена ее импортировать.

В случаях, когда страна-экспортер задерживает поставки нефти, в республике наступает острейший дефицит автомобильного топлива.

Добыча нефти и газового конденсата в Узбекистане в январе-марте 2013 года снизилась на 12,7% по сравнению с аналогичным периодом 2012 года — до 739,5 тысячи тонн.

В частности, добыча нефти снизилась на 19,8% — до 345,2 тысячи тонн, газового конденсата — до 394,3 тысячи тонн (минус 5,3%).

Производство бензина составило 272,7 тысячи тонн (минус 0,6%), керосина — 67,2 тысячи тонн (минус 23,4%), дизельного топлива — 266,8 тысячи тонн (+16,1%), мазута — 56,3 тысячи тонн (минус 19,7%), нефтебитума — 36,1 тысячи тонн (+ 4,9%).

Добыча природного газа в Узбекистане в январе-марте снизилась на 9,5% — до 14,704 миллиарда кубометров. Производство сжиженных газов составило 91,3 тысячи тонн (+29,2%).

— — — — —

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

— — — — —

Экономика стран б.СССР http://iv-g.livejournal.com/614487.html
Первичное энергопотребление (до преобразования в другие виды конечных энергоносителей) в килограммах нефтяного эквивалента на душу населения.

blackbourn: Фергана http://iv-g.livejournal.com/459335.html
Сурхан-Вахшская нефтегазоносная область http://iv-g.livejournal.com/458188.html
blackbourn: Surkhan Vakhsh http://iv-g.livejournal.com/457845.html
blackbourn: Аму-Даринская НГП http://iv-g.livejournal.com/430660.html
eia.doe.gov: Uzbekistan Energy Profile (2010) http://iv-g.livejournal.com/350240.html

— — — — —
Население, тыс. чел.
1991 — 21 009
2012 — 29 994
http://en.wikipedia.org/wiki/Demographics_of_Uzbekistan
Рост в 1991-2012 на 42.77%

Primary Energy: Consumption, Million tonnes oil equivalent
1991 — 48.5
2012 — 50.5
BP Statistical Review of World Energy June 2013
Рост в 1991-2012 на 4.124 %

Тем временем, в Киргизии, где жизнь еще хуже впервые за долгие годы проявилась одна из самых страшных средневековых болезней — бубонная чума. От нее скончался 15-летний уроженец Иссык-Кульской области.

В связи с возникновением чрезвычайной ситуации на Иссык-Куль из столицы страны направлены противоэпидемические группы. А эпидемия вполне может вспыхнуть: чума очень заразна, а за последние дни контакт с умершим имели около 100 человек. Все они изолированы, среди местных жителей ведется разъяснительная работа. Обследованы уже 800 человек.
В середине XIV века половину Европы, Азии и Северной Африки выкосила «Черная смерть», как называли тогда эпидемию бубонной чумы. Она распространилась из природного очага в пустыне Гоби после резкого изменения климата — так называемого Малого ледникового периода. Из Китая и Индии с монгольскими войсками и торговыми караванами она проникла в Европу, докатившись до самой Гренландии. За два десятка лет, пока свирепствовала чума, погибло около 60 миллионов человек (во многих регионах — до половины населения).

Ближайшие аналогии
wikipedia: Катастрофа Бронзового Века
crustgroup: Катастрофа Бронзового Века

Падение дома Барди или чем закончилась финансовая глобализация средневековья
Барди (Bardi) — старинный род флорентийских банкиров

Марат Шибутов: Казахстан и Средняя Азия – ведущий регион добычи урана

В феврале 2013 г. в Москве выходит в свет сборник аналитических статей «Средняя Азия: Новые координаты». В сборник, в частности, вошло исследование Марата Шибутова «Казахстан и Средняя Азия – ведущий регион добычи урана», которое ниже публикуется в сокращённом виде.

Казахстан и Средняя Азия в глобальном смысле интересны только в двух аспектах:

Как приграничная территория для России, Китая, Южной Азии
Как источник сырья и энергоресурсов. При этом больший упор идет именно на энергоресурсы.
Правда в прессе акцент делается на газ и нефть, как наиболее прибыльные энергоресурсы, но надо отметить, что в общем производстве, как нефти, так и газа регион даже с учетом освоения месторождений шельфа Каспия не играет существенной роли. Тоже самое и с углем. Но есть один энергоресурс, который играет крайне важную роль в мировой энергосистеме – это уран.

Казахстан и Средняя Азия, а точнее Казахстан вместе с Узбекистаном являются ведущими производителями урана. В большей части это конечно за счет Казахстана, который уже несколько лет является ведущим мировым производителем урана. Но Узбекистан является 7 по размеру производителем урана и имеет хороший потенциал для роста добычи.

Ниже приведены объемы добычи урана в мире и в Казахстане с Узбекистаном. Хотя объем добычи в Узбекистане находится в стагнации и даже падает (в начале 90-х было 3000 тонн, а сейчас около 2500 тонн), Казахстан с 2006 года усиленно наращивает добычу – с 2000 года по 2011 добыча выросла в 11 раз.

Если же подсчитать совместную долю Казахстана и Узбекистана, в мировой добыче, то получается, что в 2007 году они вместе перешагнули критически важную отметку в 20% мировой добычи, а с 2011 году уже добыли 41% от мировой добычи, что делает регион ключевым для атомной промышленности.

Это что касается добычи. Если взять запасы, то возникает немного другая картина. По данным World Nuclear Association на 2011 год запасы урана стоимостью разработки ниже 130долларов/кг в мире составляют 5 327 200 тонн, из них на Казахстан приходится 629 000 тонн, а на Узбекистан 96 200 тонн. Получается, совместная доля Казахстан и Узбекистана составляет 13,6%, что ниже их доли по добыче. Однако надо отметить, что основные запасы урана в этих странах сосредоточены в песчаниках и удобны для добычи методом подземного выщелачивания, что делает освоение крайне быстрым (3-4 года от контракта до добычи) и очень низким по себестоимости.

В связи с атомным ренессансом эти обстоятельства делают региона крайне важным для атомной промышленности, особенно после 2020 года.

Атомный ренессанс

Потребности АЭС в уране до 2030 году будут только расти и есть проблема, что добыча урана их не будет покрывать. Сейчас данный зазор ликвидируется за счет превращение в топливо российского оружейного урана, но в 2013 году этот источник иссякнет.

Развитие атомной отрасли в мире

Надо отметить, что дефицит урана не сможет покрываться больше за счет высокообогащенного оружейного, так как в мире наблюдается заодно и гонка вооружений и расширение ядерного арсенала стран Третьего мира. Таким образом, цены на уран и потребность в нем будут расти, и расти существенно.

Современное состояние атомной отрасли региона

После развала СССР довольно развитая атомная отрасль региона первоначально пришла в упадок, и были разрушены большинство действующих хозяйственных связей с другими частями некогда единого советского комплекса Минсредмаша. Поэтому в дальнейшем пути развития ее в разных странах крайне отличались друг от друга. Разными стало все:

Приоритетность отрасли для государства
Допуск иностранных инвесторов
Стратегия и цели развития отрасли
Доля государства в ней
Технологическое развитие
Описание развития урановой отрасли в странах дано по открытым источникам.

Кыргызстан

С 1907 по 1970-е годы месторождения радиоактивных руд и минералов Кыргызстана около 100 лет служили в качестве единственных источников радиевого и уранового сырья в дореволюционной России, а затем из руд этих месторождений был получен первый советский радий. Начиная с середины 50-х годов, Кыргызстан был крупнейшим производителем урана в бывшем Советском Союзе. Месторождение Майлуу-Суу и горно-химическое производство, размещенное здесь же, играли при этом важнейшую роль. Ежегодно в республике добывалось порядка 3000 тонн U3O8. Однако себестоимость производства была крайне высокой и поэтому когда были найдены месторождения в Казахстане и Кыргызстане кыргызстанские месторождения (Майлуу-Суу, Шекафтар и Кызыл-Джар) были законсервированы. Сейчас добыча урана в Кыргызстане не ведется.

В настоящее время есть перспективные месторождения:

Кызыл-Омпольская группа ураноториантовых россыпей и урановое месторождение Кок-Мойнок (запасы урана — 20 тыс. т. и тория свыше — 50 тыс. т.)
месторождения Камушановское (с установленными запасами 297 тонн U (0,031% U) и предполагаемыми 362 тонн U)
Сарыджазского месторождения 8222 т (при среднем содержании урана-0,022%)
Серафимовское месторождение
Единственным перерабатывающим предприятием Карабалтинский горнорудный комбинат, введенный в строй в 1955 году. В период максимальной загрузки на предприятии производилось до 3 тыс. тонн закиси-окиси урана. Предприятие было сориентировано на добычу и переработку урановых руд, но с годами на комбинате осваивается производство молибдена, вольфрама, олова, золота, серебра, баритов, выпуск буровых станков, средств индивидуальной защиты органов дыхания.

Крупнейшим акционером комбината и управляющей компанией является ГК «Ренова», (владеет 72, 28% акций ОАО «КГРК»).

В структуру производственного комплекса ОАО «Карабалтинский горнорудный комбинат» входят:

Гидрометаллургический цех;
Центральная научно-исследовательская лаборатория;
Служба главного механика, главного энергетика, главного прибориста;
Железнодорожное управление;
Автотранспортный участок;
В 2007 году ОАО «Карабалтинский горнорудный комбинат» (ГРК) подписало контракт с казахстанско-российско-киргизским предприятием «Заречное» о поставках уранового концентрата для последующей переработки. Комбинат также зависит от поставок из Казахстана серной кислоты.

Таджикистан

В период с 1945 года по 1993 год в Таджикистане велась разработка месторождений и переработка урановых руд на Ленинабадском горнохимическом комбинате (сейчас государственное предприятие «Востокредмет») на севере Таджикистана велась добыча урана в районах города Чкаловск, города Табошар и поселка Адрасман. В настоящее время добыча урана не ведется. В результате деятельности предприятий по добыче урана образовалось около 170 миллионов пустой породы и хвостохранилище с радиоактивными отходами объемом 55 миллионов тонн и суммарной активностью 6,5 тысяч Кюри. Сейчас хвостохранилище представляет экологическую угрозу для всего региона, так как находится в верховьях рек.

В настоящее время «Востокредмет» выпускает чистую пятиокись ванадия из нетрадиционных видов сырья, облицовочные плиты и другие изделия из природного камня, аффинирует золото и серебро, добываемые в Таджикистане, создало технологические линии по производству высокочистого марганцевого концентрата и по очистке вольфрамосодержащего концентрата от вредных примесей. Хотя и после 1993 года периодически перерабатываются партии урансодержащего сырья, поступающего из Казахстана, мощности все же простаивают.

Относительно возможной добычи урана существуют разные мнения:

Сверхоптимистичное – в Таджикистане в гранитоидах и других горных породах сосредоточены 14-40% от общего количества мировых запасов урана. Правда эти данные пока разведкой не подтверждаются и также надо учесть, что концентрации урана могут быть крайне низкими, а условия добычи в высокогорье очень тяжелыми. В общем, таджикский большой уран – это как лунный гелий-3 – вроде бы он есть, но сколько и как его достать непонятно.
Оптимистичное – сейчас в Таджикистане есть несколько уранорудных месторождений на севере, востоке и в центральной части страны: это районы Моголтау-Карамазара, Гиссаро-Каратегина и Памира. Также в центральной части республики открыто более шестидесяти рудных полей и пять месторождений, которые необходимо тщательно обследовать. Уникальным также является расположенное на Памире озеро Сасык-куль, вода которого содержит большое количество следов присутствия урана.
Рациональное – ну а наиболее простым способом добывать уран в Таджикистане является переработка отвалов 55 миллионов тонн радиоактивных хвостов от урановой руды.
Надо отметить, что расположение месторождений в гранитах и крайне сложные условия добычи делают Таджикистан неконкурентоспособным по отношению к Казахстану и Узбекистану. Но таджикские власти, тем не менее, надеются найти побольше месторождений и подтвердить запасы. Недавно была создана специализированная экспедиция по поиску радиоактивного сырья. Интерес к урану проявляют китайцы, россияне и французы.

Туркменистан

В настоящее время о запасах урана в Туркменистане достоверно не известно. Добычи урана не ведется.

Узбекистан

В Узбекистане подтвержденные запасы урана в 2009 году составляли:

Дешевле 80 долларов/кг – 86 200 тонн
Дешевле 130 долларов/кг – 114 600 тонн
Дешевле 260 долларов/кг – 144 600 тонн
Они распределены по 40 месторождениям с большими запасами урана, основу же узбекской урановой базы составляют 20 месторождений, находящихся в пустыне Кызылкумы. Добычу урана ведут 4 комбината: «Учкудук» в Северном горнорудном районе с месторождениями «Учкудук» и «Кендекъюб» ресурсами в 51 000 тонн; «Зарафшан» с Сагрельским месторождением в 38 000 тонн; «Зафарабад» в Центральном горнорудном районе с месторождениями: Северный и Южный Букинай, Бешкак, Лювлюкан, Тохумбет в 52 000 тонн; «Нурабад» в Южном горнорудном районе с месторождениями Самирсай, Кетменчи, Шарк, Улус с запасами в 13 000 тонн. Есть около 10 перспективных урановых площадей. Добыча переходит на метод подземного выщелачивания, что снижает затраты. Максимальная добыча в советский период была около 3800 тонн в год, а сейчас она снизилась до 2500 тонн в год.

Переработка производится на Новойском горно-металлургическом комбинате. Поставки закиси урана идут на мировой рынок – в основном их покупает американские фирмы. Более высоких технологий у Узбекистана нет. Надо кстати отметить, что НГМК также выпускает золото, что делает его одним из самых главных стратегических предприятий Узбекистана.

Ключевой проблемой Узбекистана является невозможность пока нарастить добычу (ее вполне можно увеличить до 5000 тонн в год) и получить технологии для более высокого передела урановой продукции.

Казахстан

В Казахстане подтвержденные запасы урана в 2009 году составляли:

Дешевле 40 долларов/кг – 44 400 тонн
Дешевле 80 долларов/кг – 475 500 тонн
Дешевле 130 долларов/кг – 651 800 тонн
Дешевле 260 долларов/кг – 832 000 тонн
Урановые месторождения в Казахстане сосредоточены в 6 ураноносных провинциях. Известные урановые месторождения в Казахстане делятся на две группы: эндогенные месторождения в домезозойских образованиях (включающие Североказахстанскую и Балхашскую ураноносные провинции) и экзогенные месторождения в мезозойско-кайнозойских остаточных образованиях (включающие Чу-Сарысуйскую, Сырдарьинскую, Илийскую и Каспийскую ураноносные провинции).Надо отметить, что многие месторождения находятся в песчаниках и добыча в них идет с помощью подземного выщелачивания, делая казахстанский уран одним из самых дешевых в мире.

Максимальная добыча в Казахстане будет примерно после 2017 года и составит 27 130 тонн. Однако эта цифра может быть больше за счет ввода новых месторождений. Доля НАК «Казатомпром» в добыче может достигать 12 854 тонн. После Казахстана наибольшую долю будет иметь Россия (особенно когда полностью выкупит полностью акции Uranium One Inc и если учесть, что «Карабалтинским комбинатом» владеет российская «Ренова») – 7203 тонн. Затем будет идти Канада – 2400 тонн, Япония – 2250 тонн, Франция- 2040 тонн, Китай – 333 тонны.

В Казахстане также 2 мощные предприятия перерабатывающих уран – Степногорский горно-химический комбинат и Ульбинский металлургический завод. Последний, помимо топливных таблеток, вскоре начнет также производить топливные сборки совместно с французской «АРЕВА» и будет перерабатывать оружейный уран в топливо совместно с канадской «Cameco».

Из-за радиофобии населения, которая затрагивает даже государственный аппарат, перспективы строительства АЭС крайне туманны, хотя имеется подготовленная площадка и обученный персонал, работавший ранее на БН-350.

Надо отметить, что в Казахстане бурно начинает развивать отрасль по добыче редкоземельных элементов – запущен уже один завод совместно с японцами и готовится аналогичный проект с немецкими фирмами.

Выводы

Подводя итоги можно сказать, что в регионе с атомной отраслью сложилась следующая ситуация:

Наиболее развитая атомная отрасль в Казахстане – практически, она во многом превзошла советский уровень – особенно по добыче урана. Широкое вхождение в атомную отрасль страны иностранных компаний и грамотный менеджмент позволило вырваться в мировые лидеры и даже в некоторой степени получить новые технологии.
Атомная отрасль Узбекистана находится в стагнации – хотя освоена технология подземного выщелачивания, но добыча урана падает, и разведки новых месторождений нет. Иностранные инвесторы в страну не допускаются. В целом, Узбекистан – это страна с нереализованным потенциалом в атомной отрасли.
В Таджикистане и Кыргызстане атомная отрасль практически за исключением перерабатывающих предприятий практически умерла. Несмотря на радужные прогнозы шансов, что снова начнется массированная добыча урана, ждать не приходится. Максимально на что они могут рассчитывать – на переработку казахстанского сырья, в случае, если казахстанские предприятия не будут справляться.

Геополитическое значение и прогнозы

В ближайшем будущем Казахстан и Узбекистан будут сохранять свои позиции на рынке урана. Их суммарная доля в мировой добыче не будет опускаться ниже 35-40%, что говорит о том, что их влияние на рынок будет очень сильным. При желании, они смогут нарастить добычу до 45-50% рынка. Ближайшим их соперником может стать только Монголия.

Их ресурсы будут весьма востребованы, так как добыча является дешевой и освоение месторождений может быть произведено в короткие сроки (3-5 лет в Казахстане). Поэтому страны с дефицитом топлива для своих АЭС (Россия, Китай, Япония, Франция) будут заинтересованы в доступе к ним, что повлияет на отношения Казахстана и Узбекистана с этими странами.

Основным вопросом развития урановой отрасли региона будет вопрос допуска Узбекистаном иностранных компаний к добыче урана и вопрос развития производства топливных таблеток и топливных сборок в Казахстане (какая доля добываемого урана будет перерабатываться там)
http://ostkraft.ru/ru/articles/250

ЛУКОЙЛ: Презентация консолидированной фин. отчетности по стандартам ОПБУ США за 1-полугод. 2012

31 августа 2012г., Москва

ЛУКОЙЛ демонстрирует высокую финансовую эффективность среди российских компаний

Добыча ЛУКОЙЛа

Добыча ЛУКОЙЛа: продолжение стабилизации

Западная Сибирь: от падения к росту

http://www.lukoil.ru/new/presentations/2012
http://www.lukoil.ru/df.asp?id=97

Мировая добыча урана в 2011 году — данные WNA

AtomInfo.Ru, ОПУБЛИКОВАНО 22.05.2012
Всемирная ядерная ассоциация обновила в мае суммарные данные по добыче урана в мире в 2011 году.

Объёмы добычи в 2011 году практически не изменились по сравнению с 2010 годом — 53494 тонны урана против 53663 тонн.

Горняки в 2011 году обеспечили мировые потребности в уране на 85%. Недостающий уран берётся из других источников, таких как складские запасы, дообогащение хвостов и так далее.

Раскладка по странам
На первом месте среди стран третий год подряд остаётся Казахстан — 19451 тонна. Для сравнения, в 2004 году на казахстанских рудниках добыли всего лишь 3719 тонн. Не случайно в советские времена эту республику справедливо называли урановой кладовой Союза.

Бывшие лидеры Канада и Австралия удержались на втором и третьем местах, но объёмы добычи у них неуклонно снижаются. Канада добыла 9145 тонн урана, а Австралия — 5983 тонны. Для зелёного континента это наихудший показатель за последние восемь лет.

Зато неуклонно наращивает объёмы Нигер, несмотря на все политические пертурбации в регионе, где поднимает голову «Аль-Каеда» и хозяйничают повстанцы-туареги. В 2011 году на нигерских рудниках добыли 4351 тонну урана (в 2010 году — 4198 тонн).

Пятое место в списке занимает Намибия (3258 тонны), шестое — Россия (2993 тонны). Россияне сократили объёмы после трёх лет с примерно одинаковой добычей (3500-3550 тонн).

Ассоциация выделяет ещё несколько государств со значимыми объёмами добычи урана:
— 7 место, Узбекистан — 2500 тонн;
— 8 место, США — 1537 тонн;
— 9 место, Украина — 890 тонн;
— 10 место, Китай — 885 тонн;
— 11 место, Малави — 846 тонн;
— 12 место, ЮАР — 582 тонн;
— 13 место, Индия — 400 тонн;
— 14 место, Бразилия — 265 тонн;
— 15 место, Чешская Республика — 229 тонн;
— 16 место, Румыния — 77 тонн;
— 17 место, Германия — 52 тонны;
— 18 место, Пакистан — 45 тонн;
— 19 место, Франция — 6 тонн.

Присутствие Германии в списке мировых производителей урана обеспечивается, как ни странно, работами по выводу из эксплуатации урановых шахт на территории бывшей ГДР. Уран там извлекается при очистке шахтных вод.

Оценка мировых запасов
Для сравнения, ассоциация приводит данные по известным мировым извлекаемым запасам урана по состоянию на 2009 год.

Общие запасы такого урана оцениваются как 5 404 000 тонн. При сохранении нынешнего уровня парка атомных энергоблоков их хватило бы почти на 100 лет. Здесь не учитываются различные возможности повторного использования ядерного топлива (MOX, регенерат, замыкание цикла на быстрых реакторах и так далее).

Лидером по урановым запасам является Австралия — 1 673 000 тонн. На втором месте Казахстан — 651 000 тонн. На третьем месте Канада — 485 000 тонн.

Россия в этом списке занимает четвёртое место — 480 000 тонн, или 9% от общемировых запасов. Естественно, здесь не учитываются зарубежные месторождения, полностью или частично принадлежащие АРМЗ, то есть, ГК «Росатом».
http://atominfo.ru/newsa/j0956.htm

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

Новости ЛУКОЙЛА

05.10.2010
Начиная с 2006 года, ЛУКОЙЛ реализует в Гане проект по разведке, оценке, разработке и добыче углеводородов на глубоководном блоке Cape Three Points Deep Water в акватории Гвинейского залива. В феврале текущего года на блоке в результате бурения первой разведочной скважины на структуре Дзата открыто крупное месторождение углеводородов. Накопленные инвестиции по проекту составили около 200 млн. долларов, еще столько же планируется инвестировать в ближайшие 2 года. В настоящее время ведется интерпретация сейсмических данных и подготовка программы оценки, предусматривающей бурение в 2011-2012 годах разведочных и оценочных скважин на ряде структур блока CTPDW, включая Дзату. Глубина всех скважин — около 1900 м.
http://lenta.ru/news2/2010/10/05/gana/

28.11.2011
По итогам девяти месяцев ЛУКОЙЛ показал рекордный в своей истории денежный поток — более 7 млрд долл. Впрочем, существенного увеличения дивидендов ждать не стоит: значительный объем средств компания направит на реализацию наиболее перспективных проектов в сегменте upstream.

По итогам девяти месяцев этого года ЛУКОЙЛ увеличил свободный денежный поток до 7,712 млрд долл., обогнав все остальные российские нефтяные компании. Такие данные содержатся в материалах к финансовой отчетности компании по US GAAP за девять месяцев. По словам вице-президента ЛУКОЙЛа Леонида Федуна, эти деньги компания может использовать для увеличения инвестиций в наиболее перспективные сферы своей деятельности, в частности в сегменте «Разведка и добыча».

Ранее в интервью Reuters г-н Федун отмечал, что новая стратегия компании подразумевает переориентацию с накопления денежных средств на инвестиции в новые проекты и наращивание добычи.

По итогам девяти месяцев компания уже существенно нарастила капвложения в сегмент upstream: они выросли на 30%, до 4,5 млрд долл. Общий объем капзатрат увеличился до 5,6 млрд долл., что на 20% превышает показатель за аналогичный период 2010 года. В следующем году капитальные затраты ЛУКОЙЛа могут превысить 8 млрд долл., сообщил Леонид Федун в ходе телеконференции, отметив, однако, что окончательный бюджет еще не утвержден. Только в проект «Западная Курна-2» в 2012—2013 годах будет направлено около 4,5 млрд долл.

При этом активное инвестирование в добычные проекты может означать, что в ближайшие годы вряд ли стоит ожидать существенного увеличения дивидендов компании. По итогам этого года дивиденды ЛУКОЙЛа вырастут и будут не ниже 15% от прибыли, отметил вице-президент компании. «Будут ли они больше 15%, этого я пока сказать не могу», — сказал он, отметив, что компании предстоят значительные инвестиции в ближайшие три года.

По мнению аналитика UBS Константина Черепанова, капитальные затраты только в сегменте upstream в 2012 году составят около 9 млрд долл., в этом году этот показатель достигнет 6,6 млрд долл. При этом свободный денежный поток по итогам года достигнет рекордные 9,2 млрд долл., однако в следующих годах поток будет снижаться за счет увеличения капвложений. «В то же время после 2014—2015 годов наступит период относительно умеренных вложений, и свободный денежный поток вернется на достаточно высокий уровень», — заключает эксперт.
http://www.rbcdaily.ru/2011/11/28/tek/562949982152218

26.11.2011
Комментируя отрицательные результаты бурения скважин на участках в Гане и Кот-д’Ивуаре, Л.Федун сказал, что в компании, конечно, расстроены, но в целом испытывают оптимизм.
По его словам, в Гане проблема связана с проницаемостью коллекторов. Так, первая скважина показала хорошую проницаемость, и компания поставила на баланс 136 млн баррелей запасов. «Вторая — удовлетворительные, третья — можно сказать, сухая. Собственно говоря, мы ее списываем»,- сказал Л.Федун.
«По Гане нам предстоит бурение еще одной скважины, чтобы понять, насколько можно коммерциализировать запасы, поскольку там порядка 8 структур», — отметил он, добавив, что может быть пробурена и еще одна скважина.
Говоря о перспективах бурения в Кот-д’Ивуаре, Л.Федун сказал, что первая скважина там показала, что есть углеводороды, вторая — что есть обширные по площади запасы углеводородов.
Кроме того, в Западной Африке до конца 2011 года «ЛУКОЙЛ» планирует закончить бурение еще двух скважин, отметил вице-президент НК. В 2012 году может быть пробурено от 2 до 4 скважин, не считая проекта в Сьерра-Леоне.
В беседе с журналистами Л.Федун отметил, что через 2-3 недели ожидаются результаты бурения на структуре Independent в Кот-д’Ивуаре. По его словам, при бурении были обнаружены газонасыщенные пески. «Понять, будет ли это газ, потребуется некоторое время», — цитирует его Финмаркет.
Несмотря на результаты бурения в Западной Африке, Л.Федун резюмировал: «Не вижу причин сворачиваться».
http://www.angi.ru/news.shtml?oid=2782474

25.11.2011
ЛУКОЙЛ в третьем квартале списал 161 миллион долларов расходов по бурению двух разведочных скважин в Гане, говорится в материалах компании. «В первом полугодии 2011 года были списаны расходы по сухой скважине в Республике Коми в РФ в сумме 28 миллионов долларов, а также 17 миллионов долларов, относящиеся к сухой скважине в Казахстане, а в третьем квартале 2011 года были списаны расходы по бурению двух разведочных скважин в Гане в сумме 161 миллиона долларов», — говорится в документе.

Ранее представители ЛУКОЙЛа сообщали, что бурение на структурах Дзата (Dzata) и Чита (Chita) глубоководного блока Cape Three Points Deep Water (CTPDW) в Гане не выявило промышленных запасов углеводородов. В материалах отмечается, что по сравнению с аналогичным периодом прошлого года в третьем квартале 2011 года общая сумма затрат на геологоразведочные работы увеличилась на 167 миллионов долларов, или почти в семь раз, а за девять месяцев 2011 года — на 134 миллиона долларов, или на 76,6%. Затраты по списанию сухих скважин в третьем квартале 2011 года достигли 165 миллионов долларов, а за девять месяцев 2011 года — 215 миллионов долларов. В третьем квартале и за девять месяцев 2010 года затраты по списанию сухих скважин составили 3 миллиона долларов и 97 миллионов долларов соответственно.
http://ria.ru/company/20111125/497672922.html

25.11.2011
ЛУКОЙЛ открыл новое крупное месторождение в Республике Коми, сообщил журналистам вице-президент компании Леонид Федун. По его словам, в рамках бурения компания получила приток в 5 тысяч баррелей в сутки на Восточно-Ланбешорском месторождении в республике. Федун отметил, что такой приток позволяет говорить о запасах в размере 150-200 миллионов баррелей.

Вице-президент отметил, что 2011 год станет последним для ЛУКОЙЛа годом с падающей добычей, уже с 2012 года добыча начнет расти. Он добавил, что уже в текущем году компании удалось остановить падение добычи в Западной Сибири. Ранее Федун отмечал, что ЛУКОЙЛ в 2012 году может немного нарастить добычу нефти по сравнению с 2011 годом, добыв чуть выше 92 миллионов тонн.

В начале октября вице-президент сообщал, что ЛУКОЙЛ в 2011 году может сократить добычу нефти до 92 миллионов тонн с прошлогодних 96 миллионов тонн из-за падения добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении в Коми.
http://ria.ru/company/20111125/497892478.html

21.11.2011
К 2020 году ЛУКОЙЛ увеличит добычу газа до 70 млрд куб. м с 18 млрд куб. м в прошлом году. Такой показатель предусматривает новая стратегия развития компании, которую совет директоров должен утвердить 1 декабря. Впрочем, по мнению аналитиков, пока рано судить о том, насколько выполнимы эти планы: большинство газовых проектов находится на начальном этапе разработки.

ЛУКОЙЛ планирует добывать к 2020 году порядка 60—70 млрд куб. м газа в год. Об этом сообщил в пятницу вице-президент компании Леонид Федун, передает РБК. По его словам, в соответствии с новой стратегией развития на ближайшие десять лет доля газа в общей добыче компании увеличится втрое. Ранее президент компании Вагит Алекперов сообщал, что через десять лет ЛУКОЙЛ нарастит добычу газа более чем до 40 млрд куб. м, инвестировав в это 12 млрд долл.

В числе основных регионов, за счет которых ЛУКОЙЛ планирует наращивать добычу газа, Ямал, Узбекистан, Каспий и Саудовская Аравия, отметил вице-президент компании. Среди них наибольший прирост, как ожидается, должны обеспечить месторождения в Узбекистане, где ЛУКОЙЛ разрабатывает проекты «Кандым — Хаузак — Шады», «Кунград» и «Юго-Западный Гиссар». Как сообщал ранее Леонид Федун, в перспективе добыча газа на этих проектах может достигнуть 16—19 млрд куб. м в год. В прошлом году на проекте «Кандым — Хаузак — Шады» было добыто 2,7 млрд куб. м газа, на месторождении Юго-Западный Гиссар добыча пока не ведется. В Саудовской Аравии ЛУКОЙЛ совместно с Saudi Aramco занимается разработкой блока А, который пока находится на этапе геологоразведки.

В России основной рост добычи газа должны обеспечить месторождения Большехетской впадины (Ямало-Ненецкий автономный округ), на которые приходится 51% доказанных запасов газа ЛУКОЙЛа. С выходом на проектную добычу всех месторождений суммарная добыча газа в этом регионе составит 20 млрд куб. м. Запуск Пякяхинского месторождения запланирован на 2013 год, Южно-Мессояхского и Хальмерпаютинского месторождений — на 2019 и 2020 годы соответственно.

По мнению аналитика Газпромбанка Александра Назарова, стратегия по наращиванию добычи газа несет в себе определенные риски, поскольку для газа труднее найти рынки сбыта, чем для нефти. «Кроме того, в настоящее время большинство проектов, за счет которых ЛУКОЙЛ планирует увеличивать добычу газа, находится на нулевой или начальной стадии разработки, поэтому оценивать планы компании пока преждевременно», — заключает эксперт.
http://www.rbcdaily.ru/2011/11/21/tek/562949982095422

— — — — — — — —
28.11.2011
РУСАЛу предъявили претензии в Нигерии
http://www.urm.ru/ru/news.27-article4670-act.info.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

Глава «ЛУКОЙЛ Оверсиз» о работе на зарубежных рынках

Газета «Коммерсантъ», №187 (4728), 06.10.2011
«ЛУКОЙЛ Оверсиз» — одна из немногих российских компаний, имеющая крупный бизнес за рубежом. В прошлом месяце она закрыла сделку по покупке актива в Сьерра-Леоне, в ближайшее время должна состояться ратификация правительством Румынии контрактов на разведку и разработку двух блоков на шельфе Черного моря, а в течение месяца планируется начать бурение во Вьетнаме. О том, как компания ищет новые проекты, какова справедливая цена нефти и кто помогает приобретать новые активы, «Ъ» рассказал ее президент АНДРЕЙ КУЗЯЕВ.
Читать далее

Карта МСБ урана в России


http://history-maps.ru/pictures/all_0/u_6_0/g_7_0/s_23_1/max_816/
Читать далее

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

MEA-1999: б.СССР, Турция

Источник: Мillennium energy atlas, 1999


Читать далее