Мировая торговля экспортные товары, приносящие стране наибольший доход
http://anvarja.livejournal.com/1604863.html
We labeled every country by it’s most valued export, here’s what that looks like. (Source: CIA Factbook) See the full story here:
http://www.globalpost.com/dispatch/news/business/global-economy/140502/world-commodities-exports-map
К открытию Всемирного экономического форума в Давосе (Швейцария) международная природоохранная организация «Гринпис» опубликовала доклад «Точка невозврата», в котором представлены 14 самых опасных для климата промышленных проектов.
Речь идет о проектах по добыче ископаемого топлива — нефтеносных песках в Канаде и Венесуэле, глубоководном бурении в Бразилии и Мексиканском заливе, расширении добычи угля в США, Австралии, Индонезии и западных провинциях Китая, добыче сланцевого газа в США, расширении добычи нефти и газа на шельфе Каспийского моря, добыче газа в Африке, добыче нефти в Ираке, запуске добычи нефти и газа на Арктическом шельфе.
Эти проекты реализуются компаниями Shell, BHP Billiton, Peabody, Enbridge, Газпром, Cairn Energy, Petrobras и BP.
«Этот список — свидетельство лицемерия правительств, которые говорят о борьбе с изменением климата и одновременно продвигают гигантские проекты, усугубляющие эту проблему», — заявил Куми Найду, исполнительный директор Гринпис, который приехал в Давос, чтобы встретиться с представителями бизнеса и государств.
В докладе «Точка невозврата», подготовленном консалтинговой компанией Ecofys, отмечается, что к 2020г. эти 14 проектов увеличат выбросы углекислого газа в атмосферу на 6,34 гигатонны в год, то есть на 20% по сравнению с нынешним уровнем.
Это значит, что правительства не выполнят взятые на себя в рамках Киотского протокола обязательства удержать изменения климата в рамках 2 градусов Цельсия.
Согласно исследованию Международного энергетического агентства, при сохранении нынешнего объема парниковых выбросов планета к 2050г. разогреется в среднем на 3,5-4 градуса. По данным Гринписа, если эти 14 новых проектов будут реализованы, то возрастет вероятность реализации самого опасного сценария, при котором потепление превысит 5 градусов. Это значит, что точка невозврата будет пройдена до 2020г., и человечество уже не сможет контролировать изменения климата, которые приведут к природным катастрофам, дефициту питьевой воды и продовольственным кризисам.
«Россия уже сейчас занимает четвертое место в мире по объему парниковых выбросов. Если мы начнем добывать углеводороды в Арктике, наш вклад в изменение климата станет поистине катастрофическим, — комментирует ситуацию руководитель энергетической программы Гринпис Владимир Чупров. — Кроме того, мы закрепим за собой статус сырьевого придатка развитых и развивающихся стран, вместо того чтобы развивать новые, в том числе «зеленые» технологии, и повышать эффективность энергетики. Наш вклад в глобальную катастрофу еще и в том, что поставками углеводородов мы стимулируем их потребление в других странах».
К.Найду считает, что государства должны отказаться от грандиозных планов по расширению добычи ископаемого топлива, заменив их проектами развития возобновляемой энергетики. В Гринпис уверены, что это «вполне реалистичная цель»: например, уже в 2011г. треть всего мирового прироста производства электричества давали возобновляемые источники энергии. О том, как перейти от катастрофической модели развития энергетики к «зеленой», рассказывается в исследовании Гринпис Energy [R]evolution — 2012.
http://top.rbc.ru/society/22/01/2013/841639.shtml
http://www.greenpeace.org/russia/ru/news/22-01-2013_Davos-Tochka-Nevozvrata/
Доклад «Точка невозврата», подготовленный консалтинговой компанией Ecofys (pdf)
Energy [R]evolution 2012
http://www.greenpeace.org/international/Global/international/publications/climate/2012/Energy%20Revolution%202012/ER2012.pdf
— — — — —
Для России прогнозируют снижение численности населения и одновременно экономический рост. Хороший рост, больше, чем в ОЭСР.
09.01.2012
Французский журналист Матью Озанно недавно подвел неутешительные итоги крупнейших нефтяных компаний мира за несколько прошедших лет. Опираясь на официальные данные Exxon, Shell, BP и Total он пришел к выводу о начале необратимого упадка добычи нефтяных «мейджоров». Так, например, добыча американской Exxon Mobil снижается с 2007 года — после почти века постоянного роста. В 2011 году, в условиях стабильно высоких цен, она составила 2,312 Mbd — на 4,5% ниже, чем в 2010 году, и на 11,6% по сравнению с 2007 годом. Если же рассматривать исключительно сырую нефть из конвенциональных источников, то падение выглядит ещё более впечатляющим — с 1,875 Mbd в 2007 году, до 1,496 Mbd в 2010 и 1,338 Mbd в 2011 — на 27,5%. При этом падение добычи происходит на фоне амбициозной программы бурения новых скважин, количество которых увеличилось с 971 в 2007 году до 1 249 в 2010 и 1 606 в 2011 — рост на 65% за четыре года: «Drill, baby, drill» в действии. 97% новых скважин были пробурены на уже известных и эксплуатируемых месторождениях. Вместе с этим растут и затраты на добычу: с 78,6 млрд. долл. в 2007 году до 152,5 млрд. долл. в 2010 и 166,7 в 2011 — рост на 112% за четыре года. В общем, закон убывающей отдачи в действии. Помогут ли нефтяному гиганту Ирак, русская Арктика и нефть из неконвенциональных источников покажет лишь время.
Дела у Royal Dutch Shell немногим лучше, чем у Exxon — падение добычи сырой нефти и NGL с 2010 по 2011 годы составило «всего» 9,5%, остановившись на 1,536 Mbd.
Добыча британской BP в 2011 составила 2,157 Mbd, сократившись на 9,1% по сравнению с 2010 годом и на 15% — с 2009 годом. Только в Азербайджане в 2011 году добыча BP упала на 12,7%, что послужило основанием для скандала на самом высоком уровне. Если добавить к этому кране затратную катастрофу в Мексиканском заливе, то положение компании трудно назвать устойчивым.
Добыча французской Total в 2007 году составила 1,509 Mbd, 1,34 Mbd в 2010 году и 1,226 Mbd в 2011 году — падение на 18,8% за четыре года. Затраты на добычу достигли в 2011 году 30 млрд. долл., показав рост в 250% за четыре года.
В итоге, добыча четырех крупнейших западных нефтяных компаний сократилась с 2007 года примерно на 1,13 Mbd. Учитывая, что уровень мировой добычи с 2007 года даже немного подрос, можно предположить, что это падение было скомпенсировано и скрыто ростом добычи из неконвенциональных источников.
http://danko2050.livejournal.com/16684.html
— — — — — — —
Октябрь 2011
earlywarn.blogspot.com: Peak Supermajor was in 2005?
Oil Production of the Top Three IOCs
23 апр 2012
13 марта 1972 года, в Вашингтоне в Смитсоновском институте широкой публике был впервые представлен коллективный труд группы разработчиков модели «Мир-3», получивший название «Пределы роста. Доклад Римскому клубу».
Деннис Медоуз и его соратники продолжили работу над моделью и через двадцать лет, в 1992 году, опубликовали ее сиквел, получивший более эффектное название, — «За пределами роста: глобальная катастрофа или стабильное будущее»
В 2006-м вышла третья книга Медоуза и его соавторов — «Пределы роста. 30 лет спустя»
— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.
— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.
С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.
Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.
Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.
И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.
Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.
— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.
— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.
— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…
— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.
И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.
Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.
При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.
— Вы утверждаете, что уже в ближайшие двадцать лет мировое производство нефти упадет примерно на 50 процентов.
— Как известно, существуют два ключевых вида данных по нефти. Первый тип — это «словесное представление» о том, каковы ее общие залежи в недрах (оценка запасов). Второй же тип данных — то, что добывается по факту.
С первым типом данных все очень непросто, потому что там, к сожалению, у каждого есть очень серьезные причины, чтобы врать. Причем иногда выгодно соврать в большую сторону, а иногда — приуменьшить. Но сейчас данных такого типа набрано достаточно, потому что в большинстве случаев нефтяными ресурсами владеют государственные структуры, они уже не в частных руках, и публикуемые ими цифры уже более или менее устаканились. Ну а данные о реальной добыче, разумеется, гораздо точнее, более того, они каких-либо серьезных сомнений не вызывают.
Сейчас я покажу вам график, на котором показан временной диапазон с 1930 года по текущий момент, до 2010-го, а дальше — прогнозная оценка. На нем зеленым цветом отмечены все реально разведанные запасы — то есть то, что было точно подтверждено пробами и бурением. Итак, вся доступная нефть — это интеграл под этой зеленой кривой (площадь всего, что находится в зеленой области). Черная же кривая показывает фактическую добычу нефти. И уже в 1984 году впервые произошло превышение общего годового объема добытой нефти над объемом новых разведанных месторождений.
Более того, начиная с 1984 года ежегодно выкачивалось больше нефти, чем обнаруживалось новых разведанных запасов. И область, отмеченная красным, — это та самая растущая разница между вновь обнаруженной и добытой нефтью. Пока она еще компенсируется за счет прошлых разведанных запасов. А в другой таблице представлены данные о динамике глобальной добычи нефти. Из нее следует, что с 1995-го по 1999 год добыча выросла на 5,5 процента, с 2000-го по 2004‑й — на 7,9, а с 2005-го по 2009-й — только на 0,4 процента.
И согласно оценкам, представленным в лучшем, на мой взгляд, исследовании (уточним, что г-н Медоуз здесь ссылается на прогноз, сделанный еще в феврале 2008 года Energy Watch Group. — «Эксперт»), реально оценившем запасы, оставшиеся на каждом конкретном крупном месторождении, в ближайшие двадцать лет, с 2010-го по 2030-й, произойдет общее падение нефтедобычи на 50 процентов.
Причем нынешний всплеск цен на нефть на мировом рынке уже готовит нас к реализации этого сценария: именно так ведут себя биржи, когда какой-либо продукт начинает истощаться. Сегодня уже требуются многомиллиардные вложения, чтобы хотя бы поддержать добычу нефти на текущем максимальном уровне.
— Но помимо прогноза, на который вы сейчас сослались, существуют и куда менее пессимистичные оценки динамики нефтедобычи.
— У меня есть две веские причины больше доверять именно этому исследованию. Во-первых, многолетние исторические данные четко свидетельствуют, что добыча нефти следует так называемой колокольной функции. Соединенные Штаты долгое время были ведущим мировым добытчиком нефти и ведущим мировым экспортером. Но в 1970-е пик добычи там был пройден. После этого американцы еще нашли нефтяные залежи на Аляске, но к прежнему уровню добычи вернуться уже не удалось и никогда не удастся. Помимо США сегодня есть еще очень много стран — производителей нефти, несколько дюжин, и большинство из них тоже прошли свой пик добычи.
— Та же Саудовская Аравия и ее соседи утверждают, что у них имеются запасы еще лет на триста. Может, они и привирают, конечно, но не на порядок же…
— Здесь опять-таки весь вопрос в правильной трактовке. Люди очень любят рассуждать о том, как много всяких полезных вещей еще где-то лежит. Нефтеносные пески, шельфовые зоны, глубоководное бурение — там якобы ждут своего времени еще десятки миллиардов баррелей. Но мы не можем всерьез оперировать оценками того, что еще лежит в земле или на дне Мирового океана, пока не известно, будет ли оно вообще добыто. Сначала все это добро надо как-то извлечь.
И я при этом оставляю пока за скобками чисто финансовый аспект. Разумеется, нацбанки могут запустить печатный станок — и вы получите много долларов (евро, рублей и так далее). Те же Соединенные Штаты печатают доллары в огромных количествах. Но есть такой важнейший экономический показатель — коэффициент возврата инвестиций в энергетической отрасли. И здесь кроется вторая причина того, что я склонен верить в скорое резкое падение объемов мировой нефтедобычи.
Этот показатель оценивает именно эффективность капиталовложений, или, в упрощенной интерпретации, говорит о том, сколько энергии и всего остального вам нужно затратить, чтобы эту нефть добыть. Заметьте, это не денежный вопрос, это вопрос именно капитальных активов: если вы тратите определенное количество энергии, чтобы добыть то же определенное количество энергии, чисто финансовая составляющая значения уже не имеет. Как только эти количества энергии сравняются, всякая добыча станет абсолютно бесполезной. На раннем этапе нефтедобычи в Соединенных Штатах коэффициент возврата вложений в добычу энергоресурсов составлял 100. То есть, грубо говоря, для того, чтобы добыть 100 тонн нефти, надо было затратить одну тонну ее энергетического эквивалента. Сейчас же в США эта величина сильно упала и находится в диапазоне от 15 до 30, в зависимости от месторождений: где-то добывать легче, где-то сложнее. И тенденция к дальнейшему снижению прослеживается совершенно четкая. В странах ОПЕК этот коэффициент в среднем еще держится на уровне 30. Что же касается России, то у меня нет точных данных, но, по-видимому, примерно посредине между американскими и опековскими цифрами.
При этом первыми, естественно, исчерпываются месторождения, расположенные поблизости и доступные для легкой добычи. А когда вся такая нефть уже выкачана, приходится идти в более труднодоступные места и тратить намного больше, чтобы извлекать оттуда сырье, транспортировать его и так далее. Иными словами, коэффициент возврата будет падать неизбежно. Конечно, более совершенные технологии могут повлиять на величину этого коэффициента в большую сторону, но общий понижательный тренд они едва ли смогут переломить.
http://expert.ru/expert/2012/16/malo-ne-pokazhetsya/
World Crude and Condensate production since 1994, with fitted trend lines, based on US Energy Information Administration data.
China’s energy consumption by source, based on BP’s Statistical Review of World Energy data.
— — — — — — —
Пик традиционной нефти уже пройден в районе 2005 г.
Конденсат > Глубоководная нефть > нефтяные пески > Tight oil = биотопливо
— — — — — — —
Основной прирост добычи УВ-жидкостей в Северной Америке: конденсат, нефтяные пески, глубоководная нефть, Tight oil. Основная добыча УВ-жидкостей ожидается на Ближнем Востоке, Латинской и Северной Америке
— — — — — — —
Более четверти мировой газодобычи будет приходиться на нетрадиционный газ. Сомнительно
Северная Америка: 80% добычи будет составлять нетрадиционный газ. Сомнительно весьма
— — — — — — —
Картинка по данным IEA.org. Мировые ресурсы газ надо делить на два.
Делить на два для обеих Америк, Европы, Африки. Для тихоокеанской Азии (Китай+Япония) надо делить на три.
— — — — — — —
Рост потребления газа на 65%, ядерной энергии почти в 2 раза, в 5 раз Ветра-Солнца-Биотплива.
— — — — — — —
Торговля нефтью в нынешней пропорции, торговля газом вырастет приблизительно в 2 раза
— — — — — — —
На карте выделены три главных потребителя: тихоокеанская Азия, Северная Америка, Европа.
В Северной Америке к 2025 г. ожидают уже появления экспорта.
— — — — — — —
Возрастание доли газа и ядерной энергии
http://www.exxonmobilperspectives.com/2012/12/11/energy-and-the-world-in-2040/
http://exxonmobil.com/Corporate/energy.aspx
http://exxonmobil.com/Corporate/energy_outlook.aspx
Совет национальной разведки США опубликовал доклад «Мировые тренды 2030: альтернативные миры» (данный доклад выходит каждые пять лет).
Дефицит воды станет одной из наиболее острых тем к 2030 году.
В целом текст доклада не является откровением, а его отдельные элементы публиковались дргуими аналитическим центрами типа McKinsey. На эту организацию, кстати, приходится много ссылок, так что читайте много интересного в оригинале.
http://capital-times.ua/ru/blog_article/714
Figure 1. World fossil fuel supply based on world production data from BP’s 2012 Statistical Review of World Energy.
The industrialization of Asian countries was pushed along by many forces. Companies in the West were eager to have a way to make goods cheaper. Buyers were happy with lower prices. Even the Kyoto Protocol tended to push international trade along. This document made it clear that countries signing the document wouldn’t be in the market for coal. From the point of the developing countries, this would help hold coal prices down (at least in the export market). It also likely meant a better long-term supply of coal for developing countries. The Kyoto Protocol offered no penalties for exporting products made with coal, so it put countries that used coal to make products for export in a better competitive position. This was especially the case if Kyoto Protocol countries used carbon taxes to make their own products higher priced.
Figure 2. Ratio of total energy consumed to oil (including biofuels) consumed, based on BP’s 2012 Statistical Review of World Energy.
Figure 3. 2009-2011 Average Real GDP % Growth, Based on USDA International Macroeconomic Data Sets. World GDP reflects 2005$ weighting.
Figure 4. Price per barrel of oil equivalent, based on World Bank data for the period Jan.- Nov. 2012. All prices have been converted to a barrel of oil equivalent basis.
Figure 5. Rough estimate of average cost per barrel of oil equivalent for the various countries and groups shown, based on distribution of fuels used, from BP Statistical Review of World Energy, and prices from Figure 4.
Figure 6. Percentage growth in oil consumption between 2006 and 2011, based on BP’s 2012 Statistical Review of World Energy.
Figure 7. World oil price (Brent) in 2011$ from BP’s 2012 Statistical Review of World Energy and Leverage based on ratio of total fuel consumption to oil consumption from the same report.
http://ourfiniteworld.com/2012/12/19/why-world-coal-consumption-keeps-rising-what-economists-missed/
Газпром планирует увеличить в 2013 году экспорт газа в Европу до 152 миллиардов кубометров газа, прогнозируя среднегодовую цену на уровне $370 за 1.000 кубометров, сказал Рейтер источник в Газпроме.
В конце мая концерн обещал, что среднегодовая цена составит $405-415 за 1.000 кубометров по сравнению с $390 по итогам 2011 года. Прогноз экспорта на 2012 год — 150 миллиардов кубометров, но аналитики сомневаются в его выполнимости — в этом году на фоне споров с Европой о ценах на газ экспорт и добыча Газпрома падают. По предварительным данным, газовый гигант, обеспечивающий поставку четверти необходимого Евросоюзу газа, в январе-ноябре 2012 года сократил поставки топлива в Европу и Турцию на 9,3 процента к тому же периоду 2011 года до 123,7 миллиарда кубометров против 136,44 миллиарда кубометров годом ранее.
Экспортер объяснял снижение продаж в Европе теплой погодой и экономическими трудностями еврозоны и не менял своего официального прогноза экспорта в Европу на 2012 год — 150 миллиардов кубометров, как и годом ранее. Пессимистичнее оценка Минэнерго — ведомство ждет сокращения экспорта газа из РФ на 4-5 процентов в 2012 году по сравнению с уровнем 2011 года.
В декабре прогноз добычи и экспорта газа в стране — одного из ключевых российских товаров понизило Минэкономики РФ: добычи — на 2012 год до 656 с 676 миллиардов кубометров, в 2013 году — до 683 с 691 миллиардов, экспорта — до 180,2 со 193,3 миллиарда кубометров в текущем и до 196,4 с 204,4 миллиарда кубометров
http://ru.reuters.com/article/businessNews/idRUMSE8BH01420121218
В то же время в 2013 г. «Газпром» намерен добыть 500 млрд куб. м газа, при этом добыча в 2012 г. будет несколько ниже этого уровня, заявил зампред правления «Газпрома» Валерий Голубев.
Из добытых более 500 млрд куб. м газа на экспорт в дальнее зарубежье планируется направить 151,8 млрд куб. м. В 2014 г. «Газпром» планирует добыть 518 млрд куб. м.
http://www.rbc.ua/rus/top/show/-gazprom-v-2013-g-hochet-uvelichit-eksport-gaza-v-evropu-po-18122012105600
Но Европа последовательна в своем стремлении снизить зависимость от «Газпрома». В 2012 году противостояние приняло уже официальную форму в виде предъявленных российскому концерну антимонопольных претензий. Расследование продолжается.
выпущенный в сентябре указ президента Владимира Путина о том, что стратегические госкомпании обязаны предоставлять зарубежным организациям информацию и вносить изменения в экспортные контракты только по согласованию с правительством. В результате правительство отказывает Еврокомиссии в запросах информации по работе «Газпрома», и разрешение ситуации с антимонопольным разбирательством переносится как минимум на следующий год.
«Газпром» пока ответного оружия для угрозы Европе не придумал, продолжая использовать традиционный аргумент по переориентации поставок в Азию.
http://www.kommersant.ru/doc/2099153
Импорт угля в страны Европейского союза может снизиться в 2013 году не так сильно, как предполагалось ранее, что частично связано с ожидаемым ростом спроса со стороны новых германских электростанций во втором полугодии.
Как заявил аналитик Barclays Plc Тревор Сикорски, Евросоюз снизит закупки угля за рубежом в следующем году на 1,2% — со 173 млн тонн до 171 млн тонн. В сентябре Barclays прогнозировал падение на 6% — до 166 млн тонн, однако оценка на текущий год тогда была выше — 176 млн тонн.
Новые электростанции ФРГ увеличат общее потребление каменного угля в стране на 4 млн тонн, в 2014 году — на 5 млн тонн.
Учитывая, что мировой экспорт угля вырастет в следующем году на 4% после скачка почти на 11% в 2012 году, цены на этот вид сырья для Европы вряд ли значительно повысятся.
По данным Bloomberg, за минувшие 12 месяцев уголь для европейского северо-запада подешевел на 15%.
“Этот год запомнят как отличный год с точки зрения предложения на угольном рынке, когда поставки ведущих экспортеров за первые семь месяцев года увеличились на 14% в годовом выражении”, — заявил Сикорски.
Вместе с тем Barclays поднял прогноз средней цены угля на 2013 год на 2,2% — до 95 долларов за тонну. В 2012 году средняя цена составляла 103,15 доллара за тонну.
Как считает Сикорски, высокие цены на нефть подстегнут добычу угля и поднимут стоимость перевозки энергоносителей. В случае если транспортные затраты не изменятся, средняя цена угля в следующем году в Европе составит примерно 89 долларов за тонну.
Снижение угольного импорта в Европе и Китае, вероятно, продлится до конца 2014 года, прогнозирует эксперт.
http://www.ukrrudprom.ua/news/Evrosoyuz_snizit_import_uglya_menshe_prognoza.html
Япония решила не отказываться от ядерной энергетики
http://www.inosmi.ru/world/20121219/203527321.html
http://world.lb.ua/news/2012/12/27/184038_yaponiya_reshila_otkazivatsya.html
— — — — — — — —
На 2013 год ожидаются
i/ рост добычи и использования газа в США
ii/ вытеснение угля из энергетики США и рост его экспорта
iii/ слабый экономический рост в Европе и Японии
iv/ размораживание АЭС в Японии
v/ рост потребление угля в Европе
vi/ рост добычи газа в мире
Газпрому в 2013 г. будет очень не просто.
Международная группа по предоставлению услуг предприятиям добывающей промышленности
и энергетики компании «Делойт Туш Томацу Лимитед» в третий раз представляет вам свой ежегодный
отчет «Новые реалии нефтегазовой отрасли», в котором мы делаем прогнозы на предстоящий год.
http://www.deloitte.com/assets/Dcom-Russia/Local%20Assets/Documents/Energy%20and%20Resources/dttl_oil-and-gas-reality-check-2012_RUS.pdf
Содержание
Вступительное слово
1. Будущее нефтедобычи. Ливия и Ирак: уравнение с двумя неизвестными
2. «Кто на новенького»: разработка месторождений сланцевого газа
3. Независимое ценообразование на рынке нефти и газа: где и когда?
4. Новые ННК: на рынок выходят нетрадиционные «потребляющие» национальные нефтяные компании
5. Открытие месторождений сланцевого газа не отменяет традиционных источников энергии: новые экспортеры природного газа выходят на рынок
6. Китай — не только страна с безграничными потребностями в энергоресурсах, но и активный игрок в секторе добычи газа
7. Нефть марок WTI и Brent: сохранится ли ценовая разница?
8. Новые игроки: на рынок США выходят компании по добыче сланцевой нефти
9. Сложная задача, стоящая перед Бразилией: как разумно распределить нефтяные богатства и одновременно привлечь инвестиции?
10. Баланс трудовых ресурсов: нехватка рабочей силы при разработке нефтяных
песков Канады
—
9. Сложная задача, стоящая перед Бразилией: как разумно распределить нефтяные богатства и одновременно привлечь инвестиции?
На протяжении последних пяти лет расцвет нефтяной промышленности в Бразилии вызывал интерес, как у крупных международных нефтяных компаний, так и у стран-потребителей, рассматривающих новые источники получения энергоресурсов. Такое внимание в первую очередь связано с открытием потенциально значительных запасов нефти в подсолевых месторождениях бразильского шельфа. По предварительным данным, объем запасов у побережья Рио-де-Жанейро и Эспириту-Санто составляет более 50 млрд баррелей, по другим источникам – до 120 млрд баррелей.
Больший интерес вызывает не столько наличие внушительных запасов, сколько высокое качество легкой малосернистой нефти, обнаруженной в Бразилии. Однако процесс распределения новообретенного богатства связан с множеством споров и разногласий. Федеральное правительство, руководство штатов, государственная нефтяная компания Petrobras и международные нефтегазовые компании – все стремятся быть поближе к многообещающему источнику нефти. После признания потенциала подсолевых месторождений бразильское правительство пытается понять, как извлечь из них максимальную прибыль. В действительности же с 2007 года правительство еще не проводило торги прибрежными участками. Однако правительство должно действовать осторожно, чтобы не отпугнуть иностранных инвесторов резким повышением налогов и ставок роялти, учитывая, что для освоения глубоководных запасов потребуются миллиарды долларов.
В 2010 году экс-президент страны Луис Инасиу Лула да Силва подписал новый закон, касающийся соглашения о разделе продукции (СРП), что стало главной темой для обсуждений. Данное соглашение имеет отношение к будущим договорам по подсолевым и «стратегическим» участкам, продаваемым государством. Наиболее значимым законодательным нововведением является то, что Petrobras теперь должен будет выполнять функции оператора и владеть как минимум 30% долей каждого месторождения. Другие компании, включая Petrobras, могут участвовать в тендере на приобретение оставшейся 70% долей. Предоставление Petrobras функции оператора и 30%-ной доли обеспечивает государству достаточные резервы нефти и стабильный доход. Однако некоторые аналитики полагают, что компания может не справиться с возложенной на нее ответственностью. Petrobras может не согласиться на владение предложенной долей участия во всех нефтяных месторождениях. Более того, компании придется платить правительству за свою долю участия, так и всем остальным владельцам, что заставит Petrobras увеличивать эффективность с целью извлечения наибольшей прибыли.
Участники торгов будут выбираться на основании доли «прибыльной нефти», предоставляемой государству в соответствии с СРП. «Прибыльная нефть» определяется как объем добычи углеводородного сырья сверх размера инвестиций, сделанных компанией, плюс роялти. Таким образом, правительство будет получать долю добытой нефти, что не предусматривалось предыдущими соглашениями, и 10% роялти наличными. Первый этап проведения торгов на освоение подсолевых участков в соответствии с СРП назначен на вторую половину 2012 года, однако до сих пор остается нерешенным ряд проблем. Основная проблема связана с отсутствием четких правил распределения роялти. В настоящее время наибольшие доходы от сбора роялти получают федеральное правительство и добывающие штаты, Сан-Паулу, Рио-де-Жанейро и Эспириту-Санто. Позиция остальных 24 штатов заключается в том, что нефть принадлежит всем бразильцам, и добытые ресурсы должны использоваться на благо всей страны. С другой стороны, три добывающих штата заявляют, что именно они должны получать все преимущества от добытой на их территории нефти.
В октябре 2011 года нынешний президент Бразилии Дилма Русеф внесла в Сенат законопроект, который требует более равномерного распределения роялти между всеми штатами. Законопроект прошел в Сенате, однако основные сложности могут возникнуть при его одобрении в нижней палате Конгресса. В настоящее время федеральное правительство получает 30% роялти. Рио-де-Жанейро, Эспириту-Санто и Сан-Пауло делят между собой 26,25% и 1,75% распределяются между остальными 24 недобывающими штатами. Новый законопроект, вынесенный на рассмотрение президентом Бразилии, включает следующие нововведения: доля федерального правительства будет снижена до 20%, доля нефтедобывающих штатов – также до 20%, остальные 24 штата будут делить между собой 20% (к 2020 году – уже 27%), а оставшиеся 40% будут распределены между муниципалитетами. В таблице ниже представлена сравнительная схема распределения роялти согласно существующей системе и с учетом предлагаемых изменений.
Даже если новый закон будет одобрен нижней палатой Конгресса, вопрос останется нерешенным. Нефтедобывающие штаты намерены подать иск об отмене закона. Кроме того, с целью возмещения потери доходов федерального правительства и добывающих штатов идут обсуждения о повышении специального налога на участие нефтегазовых компаний. Аналитики полагают, что это может отразиться на существующих соглашениях, а значит, иностранные инвесторы могут отказаться от активной операционной деятельности в Бразилии, опасаясь возможности внесения изменений в их будущие соглашения. Кроме того, компания Petrobras также намерена подать иск против принятия этого закона.
Другие страны, где недавно были открыты новые запасы нефти и газа, также пересматривают свою систему налогообложения нефтегазового сектора, решая задачу одновременного увеличения доходов и привлечения инвестиций. После открытия месторождения Левиафан правительство Израиля создало специальный комитет для пересмотра системы налогообложения нефтегазового сектора. Комитет рекомендовал к принятию закон о налогообложении, определяющий прогрессивные налоги на прибыль от нефтедобычи без поднятия ставки роялти. Закон в конечном итоге был принят. В США администрация президента Обамы рассматривает возможность изменения правил уплаты роялти в сторону возможного увеличения их ставок. Правительство канадской провинции Альберта также находится в процессе утверждения закона о роялти в отношении новых сланцевых скважин с целью стимулирования их разведки и разработки. Судя по последним событиям, возможен повторный пересмотр налоговой политики в нефтегазовом секторе, особенно в случае сохранения замедленных темпов роста экономики, в частности, в странах ОЭСР.
Figure 13: China coal cumulative production and reserves evolution
Figure 14: China coal reserves & resources from BGR
Figure 15: China coal production and consumption from different sources
Figure 16: China coal production, consumption, import & export from EIA
Figure 17: China coal production less consumption from BP, EIA & BRG
Figure 18: China coal production less consumption and export less import from EIA
Figure 19: China coal ratio t/toe from production & consumption from EIA
Figure 20: China coal imports from Chinese Customs
http://www.theoildrum.com/node/9583
Китай уже добывает около 90% угля в шахтах и лишь 10% — открытым способом. При этом это не прихоть, а суровая необходимость китайской действительности — особо интересных месторождений угля, которые возможно освоить шагающими или роторными экскаваторами у Китая просто нет.
Серое — антрацит и коксующийся уголь, красное — низкосортный лигнит.
Если кто-то хочет более подробно рассмотреть в деталях все цифры резервов угля — они есть здесь. Косяк на верхней карте один — в американском стиле Польшу назвали Сербией, но так даже веселее.
По добыче Китай — впереди планеты всей.
В энергетическом балансе Китая уголь до сих пор занимает тоталитарную и главенствующую роль — 70% необходимой стране энергии Китай получает из угля. Будучи одним из крупных импортёров нефти Китай получает из неё всего 18% всей энергии. Все остальные попытки Китая хоть как-то диверсифицировать экономику от «угольной иглы» привели к тому, что природный газ составил 4% баланса энергии, гидроэлектроэнергия – 7%, атомная энергия – 1%, а возобновляемые источники – 0,2%.
В каждом из этих направлений предпринимаются осознанные, серьёзные и масштабные усилия (можно тут вспомнить и эпические «Три ущелья», и программу строительства около 40 ГВт атомной генерации на российских, французских и американских технологиях), но надо осознавать, что «Говорим Китай, подразумаваем — уголь. Говорим уголь, подразумеваем — Китай».
А вот с углём-то у Китая и нарастают основные проблемы. В 2007 году Китай добывал 2 536 млн. тонн угля, в 2011 году — уже 3 520 млн. тонн. В целом, за десятилетие 2000-2010 годов Китай практически утроил производство угля — рост составил 188%.
В следующей, 12-ой пятилетке Китай планирует добыть 3 900 млн. тонн угля.
Под столь масштабные задачи Китаю приходится строить новые железные дороги, в бешенном темпе осваивать новые пласты угля, планировать и обустраивать шахты, повсеместно внедрять автоматизацию добычи угля и делать ещё массу очень сложных и затратных вещей.
Например, 1000-метровая отметка шахтной добычи в Китае — это уже суровая, повседневная реальность.
Сможет ли Китай вытянуть на угле ещё и свою 13-ю пятилетку? Или — разделит судьбу СССР, который сломался на своём пике нефти, который он прошёл в 1986 году? Пик угля в Китае — 2025-2027 год. Скорее всего, китайцы смогут добывать около 5 100 млн. тонн угля на своём пике.
Это произойдёт всего лишь через 15 лет.
http://crustgroup.livejournal.com/28136.html
Location of the major Chinese coal-fired power plants
An integrated map showing the power plants (CO2 sources) and the fuel regions together with the location of deep saline formations into which CO2 could be injected
http://www.theoildrum.com/node/9485
Страны, решившие повторить успех США с добычей сланцевых нефти и газа, столкнулись с неожиданными трудностями. Похоже, экспорт сланцевой революции откладывается на неопределенное время, а Соединенные Штаты сохранят за собой важное конкурентное преимущество
Уникальный случай
«Сланцевая революция» началась в конце 1990-х гг. с того, что в нескольких километрах от города Форт-Уорт, штат Техас, пробурили первую скважину по современной методике. Первыми новую технологию (горизонтальное бурение в сочетании с гидроразрывом пласта) опробовали небольшие независимые американские компании, не побоявшиеся взять на себя гигантские финансовые риски. Они нашли единомышленников среди землевладельцев, которые предоставили свои лицензии на недропользование в обмен на часть прибыли. В США землевладельцы во многих случаях являются собственниками добываемого на их участках газа. Поэтому экономический интерес часто перевешивает экологические соображения.
Банки охотно финансировали компании, производящие разведку сланцевых месторождений, поскольку процентные ставки были низкими. Не последнюю роль сыграли разветвленная система трубопроводов и доступность бурового оборудования. Еще одним важным фактором стало то, что американские регулирующие органы предоставляют информацию о месторождениях. Запасы в США по преимуществу разведаны и оценены: буровые работы ведутся более 100 лет, американцы успели пробурить несколько тысяч скважин.
Такой комбинации факторов, как в США, нигде в мире больше нет. «Право на разработку полезных ископаемых, участие мелких игроков, доступность данных геологоразведки, — все это создало в Америке уникальную предпринимательскую модель», — говорит Хулио Фридман, ведущий эксперт по энергетике в Ливерморской национальной лаборатории им. Лоуренса в Калифорнии. Это «на диво элегантная система, позволяющая полностью использовать все национальные ресурсы», — считает гендиректор Exxon Mobil Рекс Тиллерсон (Exxon добывает больше газа в Северной Америке, чем любая другая компания).
Благодаря обилию дешевого природного газа Соединенные Штаты вместе с Канадой стали возрождать сталелитейную и химическую промышленность. Американские производители удобрений строят новые заводы, хотя еще недавно выводили производство за границу в поисках более дешевого сырья. Изготовители бурового оборудования не имеют проблем с реализацией товара и наращивают производственные мощности. Американские штаты, добывающие нефть и газ из сланцевых пород, например, Техас и Северная Дакота, переживают бурный расцвет.
Придется подождать
Пример Америки вдохновляет весь мир: сланцевые месторождения имеются во многих странах. Однако компании, попытавшиеся повторить опыт США, столкнулись с неожиданными трудностями. До коммерческой добычи сланцевых нефти и газа на других континентах еще очень далеко. Возможно, ждать придется целое десятилетие.
Причин тому несколько: во-первых, в большинстве стран компаниям невыгодно производить крупномасштабные буровые работы, поскольку право собственности на природные ресурсы принадлежит государству. Во-вторых, в густонаселенной Европе действует мощное экологическое лобби. В третьих, газо- и нефтетранспортные системы в большинстве стран развиты значительно слабее, чем в Америке. В-четвертых, многие страны еще не успели накопить достаточно информации об особенностях пород на сланцевых месторождениях, так что делать выводы о целесообразности добычи пока рано.
«Представители отрасли возлагали на сланцевый газ чрезмерные надежды. Затем наступило отрезвление. Мировая сланцевая революция неизбежна, и когда она произойдет, то по силе не уступит американской. Просто на это потребуется больше времени, чем мы думали», — считает Джозеф Станислоу, старший консультант по энергетике в Deloitte.
Первый блин комом
Ставку на сланцевый газ попыталась сделать Польша, однако первые результаты разочаровали. Пробные скважины выдали гораздо меньше газа, чем ожидали эксперты. Энтузиазм заметно поубавился, когда против добычи сланцевого газа выступили местные сообщества, и правительство было вынуждено внести поправки в закон о недропользовании. Теперь власти тянут с выдачей лицензий. «Инвесторы вправе жаловаться: наши службы пока не признают нового сектора», — говорит замминистра экологии Петр Возняк.
Exxon Mobil, которая одной из первых с энтузиазмом заговорила о перспективах добычи сланцевого газа в Польше, первой и сдалась. Компания пробурила всего две скважины и заявила, что дальнейшая геологоразведка не имеет смысла. Chevron, купившая лицензии на буровые работы, пока не теряет надежду, но понимает, что с добычей придется повременить. Вице-президент Chevron Джордж Киркланд так ответил на вопрос о перспективах разработки сланцевых месторождений в Европе: «Добыча в значительных объемах начнется не раньше следующего десятилетия».
По словам Возняка, новый закон требует, чтобы компании выплачивали компенсацию тем регионам, где производят буровые работы. Польская энергетическая компания PGNiG пыталась убедить жителей деревни Лубочино, что разработка сланцевых месторождений будет им во благо, а экологии не навредит. Компания спонсировала местную фермерскую ярмарку, поменяла линолеум в школе и подарила ей цифровые проекционные дисплеи. Умилостивить крестьян пока не особо удается. Они жалуются, что единственные рабочие места, которые PGNiG предлагает им на буровой, — охранников и уборщиков. Не помогают установить доверие и земельные конфликты. Житель деревни Петр Дампч, продавший PGNiG свой земельный надел, на котором затем была пробурена скважина, рассказывает: представители компании заявили ему, что газ в месторождениях под его землей принадлежит государству, так что ее могут попросту экспроприировать. «Они сказали: если мы не согласимся продать землю, они все равно ее получат, даже если на это уйдет больше времени», — рассказывает крестьянин. В PGNiG от комментариев отказались.
Большой потенциал и большие проблемы
По оценке экспертов, в Китае запасы сланцевого газа больше, чем в США. Проблема в том, что большая часть месторождений расположена в засушливых или густонаселенных областях, так что добывающим компаниям негде будет взять воду для операции по гидроразрыву пласта. «Чтобы расчистить площадку под буровую установку, нам приходится срывать часть склона с чьим-нибудь рисовым полем», — жалуется Саймон Генри, исполнительный директор Royal Dutch Shell по Азиатско-Тихоокеанскому региону.
Аргентина недавно национализировала нефтяную компанию YPF, принадлежавшую испанской Repsol, а они открыли гигантское месторождение сланцевой нефти: по оценке специалистов, запасы на нем достигают почти 1 млрд баррелей. Экспроприация отбила желание работать в стране у иностранных инвесторов, и без того смущенных новыми правилами, которые затруднили импорт оборудования и экспорт прибыли. Американская Apache, купившая лицензию на освоение месторождения в Аргентине, утверждает, что буровые работы обходятся там вдвое дороже, чем в США, а стоимость одной операции по гидроразрыву пласта превышает американский показатель в два — четыре раза.
Франция (где кстати сильно атомное лобби — 80% электроэнергии вырабатывается на АЭС), и Болгария запретили использование метода гидроразрыва пласта по экологическим соображениям, фактически лишив добытчиков сланцевого газа каких-либо перспектив.
Эксперты утверждают, что во многих странах месторождения сланцевого газа ничуть не уступают прославленным американским — Marcellus в Пенсильвании или Bakken в Северной Дакоте. В прошлом году по поручению американского правительства была произведена оценка запасов сланцевого газа в 32 странах: специалисты пришли к выводу, что их совокупный объем составляет 6,6 квадриллионов куб. футов (187 трлн куб. м). Этого хватит на то, чтобы при нынешних темпах потребления удовлетворить мировой спрос в течение более чем 50 лет. Запасы США оценены в 862 трлн куб. футов (24,3 трлн куб. м), это 13% мировых резервов. При этом исследователи не учитывали запасы сланцевого газа в России и на Ближнем Востоке.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/6839551/eksport_slancevoj_revolyuciya_iz_ssha_zatyagivaetsya
— — — — — — — —
Выделенное жирным шрифтом, очень близко к тому, что я писал о США:
27 Март 2012
О сланцевом газе, моя оценка ситуации
Приятно быть пророком в своем отечестве 🙂
In 2007 the world coal production was modeled with an ultimate of 600 Gtoe and the peak was forecast at 4.2 Gtoe around 2050.
Figure 1: World coal production and model for an ultimate of 600 Gtoe in 2007
in 2007 the Energy Watch Group (EWG — Zittel LBST) in its report “Coal: resources and future production” was modelling world coal production with a peak around 2030 at 3.6 Gtoe, well below the IEA/WEO 2006 forecast which was at 4.5 Gtoe.
Figure 2: world coal production by the Energy Watch Group in 2007
China was forecast peaking in the 2010s and close to exhaustion in 2070. The US coal production was forecast peaking in 2080.
Figure 3: US coal production by the Energy Watch Group in 2007
The EWG study was based on the BP 2006/WEC 2004 estimates of about 500 Gt for hard coal and around the same for lignite & sub-bituminous coal, for a total of 1000 Gt, or 500 Gtoe, meaning an ultimate of 650 Gtoe.
Figure 4: history of hard coal reserves by the EWG in 2007
Figure 5: history of lignite & sub-bituminous reserves by the EWG in 2007
In 2010 I increased the ultimate for my model up to 750 Gtoe, to take care of the strong increase in production since 2000, mainly due to China. The peak was then still in 2050 but at 5.5 Gtoe. The cumulative production was 156 Gtoe at the time and the remaining reserves estimated at 505 Gtoe by the BGR, 405 Gtoe by WEC (copied by BP). The EWG was far below these estimates. The Uppsala group model (Hook et al. 2010) was based on an ultimate of 530 Gtoe.
Figure 6: world coal production for U= 600 & 750 Gtoe with IEO 2011, WEO 2010, EWG 2007, Rutledge 2010 & Hook 2010 forecasts
In 2010 David Rutledge (Caltech) published a report accompanied by a spreadsheet available with all the data available on the Internet: «Background material for Estimating Long-Term World Coal Production with Logit and Probit Transforms» International Journal of Coal Geology. His model was for an ultimate of 675 Gt or about 350 Gtoe.
Figure 7: world coal production & model by Rutledge 2010
Rutledge models China with an ultimate of 140 Gt (about 70 Gtoe).
Figure 8: China coal production & model by Rutledge 2010
he forecast by Exxon-Mobil in their “Outlook for energy” has varied with time for the last three years. At the US EIA and John Hopkins University 2010 Energy Conference, Tom Eizembe, from Exxon-Mobil’s Corporate Strategic Planning delivered a presentation entitled “The Outlook for Energy a view to 2030” where the company’s cols reserves estimate was put at 990 Gt.
Figure 9: world coal production by Exxon-Mobil 2010
In 2011, the Exxon-Mobil forecast was flat from 2010 to 2030, but at a higher level of 5.5 Gt
Figure 10: world coal production by Exxon-Mobil 2011
In 2012 Exxon-Mobil in its outlook to 2040 forecasts coal demand in 2040 to be less than in 2010, with a peak in 2025 at 3.7 Gtoe. This is significantly lower than my model at 4.6 Gtoe. The EIA/IEO 2012 is not yet published but the 2011 edition forecasts for 2035 a production of 5.3 Gtoe, higher than my plateau at 4.6 Gtoe.
My new update in 2012 on coal production is based on an ultimate of 750 Gtoe, modelled with 5 cycles and here compared to Exxon-Mobil 2012, IEA/WEO 2012 and EIA/IEO 2011. The forecasts by Exxon-Mobil and the IEA are already too low compared to the 2011 value, only the EIA seems in line with my forecast.
Figure 11: world coal production modeled with 5 cycles for an ultimate of 750 Gtoe with forecasts from Exxon-Mobil, IEA & EIA
The remaining world coal reserves vary between sources (WEC, BP recopying WEC, BGR) and with time. Following the price is displayed and apparently it does not play any impact on reserves estimates.
Figure 12: world coal reserves evolution from different sources and coal price
The big problem is to distinguish between reserves, which are expected to be produced economically with the known technology and resources, in essence the volume without any constraints. Presently, coal seams less than 50 cm thick, deeper than 1500 m or offshore are not considered as reserves. This is why for the world the volume of resources is more than 20 times the volume of reserves. The constraints are mainly energetic: energy return over energy invested.
A big breakthrough could be “in situ gasification” (underground coal gasification = UCG), but many attempts in the last century (first patents in 1910) and in the new century were not successful. In 2007 the WEC estimated UGC potential at 600 Gt.
http://www.theoildrum.com/node/9583
Table 1. GDP Growth based on Angus Magnuson Estimates of World GDP since 1 CE. Energy Growth estimates are based on estimates by Vaclav Smil in Energy Transitions: History, Requirements, and Prospects. Energy amounts prior to 1820 are really unknown, but are shown as “0″.
Figure 3. World average growth rates in population, energy, and GDP based on data of Angus Maddison (GDP and population) and Vaclav Smil (energy).
http://ourfiniteworld.com/2012/08/17/humans-seem-to-need-external-energy/
http://www.rbcdaily.ru/2012/07/30/tek/562949984426232
«Газпром» записал именно такую большую прибыль у себя, но если по совести считать и по логике, то это мыльный пузырь, поскольку государство берет на себя значительную часть убытков компании, и прибыль оказывается чисто бумажной, поскольку по подсчетам Международного института устойчивого развития, ежегодное субсидирование внутреннего рынка, например, для реализации газа «Газпромом» составляет $14 млрд, то есть эту цифру надо убрать из этих всех общих сумм. Затем надо посмотреть другие субсидии, в частности, поставки на Украину в прошлом году — почти $1 млрд за счет отсутствия таможенных пошлин, поставки в Турцию по «голубому потоку» — 1,6 млн за год субсидий. И посмотрите, что на внутреннем рынке делается: рентабельность «Газпрома» — 27,3% на внутреннем рынке, вместе с тем огромное субсидирование со стороны государства.
Подробнее: http://www.kommersant.ru/doc-y/1991666
Алексей Миллер рассказал, что по итогам 2011 года выручка головной компании составила более 3,5 трлн рублей, что на 23% больше, чем в 2010 году. А чистая прибыль, исходя из которой рассчитываются дивиденды, — почти 880 млрд рублей, что выше показателя 2010 года в 2,4 раза. При этом чистая прибыль группы «Газпром» впервые за всю историю превысила триллион рублей.
Тенденция к росту прибыли наблюдается у группы «Газпром» и в этом году. Так, в частности, согласно официальным данным, за минувшее полугодие прибыль «Газпром нефти» выросла на 13,8%, до 48 млрд 42 млн рублей, выручка увеличилась на 10% до 433 млрд 923 млн рублей. При этом прибыль от продаж снизилась в 1,5 раза до 29,5 млрд рублей.
Кстати, на том же июньском собрании акционеров Миллер предупредил, что высокая ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) может превратить «Газпром» в чисто экспортоориентированную компанию: «Принятие решения по ставке НДПИ на 2013 год отложено до сентября, чтобы мы реально оценили по итогам работы за несколько кварталов финансово-экономические результаты и сделали прогноз на первый квартал 2013 года».
Он отметил, что ставка НДПИ влияет на «принятие инвестиционных решений по проектам для внутреннего рынка и там нет экспортной составляющей». По его словам, повышение НДПИ «может привести к тому, что проекты с такой высокой ставкой на внутреннем рынке будут просто экономически неэффективными для общества».
«Газпром» реализует на внутреннем рынке около 60% добываемого газа. Цены для российских потребителей устанавливаются государством. Однако, по мнению газового монополиста, они являются ниже экономически обоснованных.
Двукратный рост НДПИ, введенный на газ с начала этого года, «Газпром» ранее рассчитывал компенсировать за счет проведения дополнительной индексации цен на 26,2% с 1 октября этого года для всех клиентов, кроме ЖКХ и населения (в дополнение к 15-процентному повышению, которое было запланировано на июль текущего года). В компании подсчитали, что потери в 2012 году от повышения налога на газ составят 64 млрд рублей из прибыли, в связи с чем обратились весной в правительство.
В случае одобрения дополнительной индексации цен правительством, среднегодовая цена стала бы примерно на 17% выше прошлогодней, увеличившись до 137 долларов за 1000 куб. метров. Это почти вдвое больше биржевой цены в США. Тогда против этой инициативы выступило Минэкономразвития.
Партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин считает, что прибыль «Газпрома» была бы гораздо меньше, если бы компания больше заботилась о российском бюджете: «Монополист недоплачивает огромную часть налогов. В прошлом году нефтяники заплатили 1 трлн 850 млн долларов за добычу, а за газ было уплачено всего 136 млрд долларов. Хотя если пересчитать на «условное топливо», то добыча и нефти, и газа была совершенно одинаковая».
http://www.bfm.ru/articles/2012/07/30/gazprom-samaja-pribylnaja-kompanija-mira.html
— — — — — —
Данные по Газпрому действительно вылетают из общей зависимости для нефтегазово-энергетических компаний. Достаточно просто взять данные
http://money.cnn.com/magazines/fortune/global500/2011/full_list/
и построить диаграмму Revenues-Profits
4. На фотографии 1992 года территория Бинхай в Китае представляет собой малонаселенную, болотистую местность. Но уже к 2012 году этот район превратился в развитую экономическую зону.
http://bigpicture.ru/?p=314200
blogivg 