Архив меток: british petroleum

visualcapitalist.com: The Top 100 Companies: Revenue vs. Profit

http://www.visualcapitalist.com/top-100-companies-revenue-profit/

i/ ни одной горнодобывающей (mining) компании в списке
ii/ Роснефти тоже нет, а Газпром есть 🙂

datashown.com: World’s Largest 50 Companies by Revenue, 2016

https://www.datashown.com/blog/2017/1/4/the-50-largest-corporations-by-revenue-and-industry

Спенсер Дейл. Презентация прогноза развития мировой энергетики до 2035 года


http://nilsky-nikolay.livejournal.com/1144400.html

Top 20 biggest companies in the world by market capitalization

http://www.zerohedge.com/news/2015-12-20/decade-techtonic-shifts

Некоторые итоги 2015 года

http://www.zerohedge.com/news/2015-12-21/i-know-no-one-who-predicted-russian-oil-production-hits-record-saudi-gambit-fails


http://www.zerohedge.com/news/2015-12-21/real-death-cross-oil-markets


http://wolf-profit.livejournal.com/103890.html
— — — — —
http://www.zerohedge.com/news/2015-12-21/2015-year-money

Экскурс в историю повышения ставок Федрезервом 1993-2007:
— за 6-9 месяцев до повышения ставки происходит рост индекса доллара усреднено на 9%!!
другими словами, покупают слух…
— опосля самого события, а именно — повышения ставки, индекс доллара проседает усредненно на 6% !!
другими словами, продают факт…
http://wolf-profit.livejournal.com/103474.html

Минэнерго РФ. Трансформация мирового нефтегазового рынка: роль России

Первый заместитель Министра энергетики Российской Федерации А.Л. Текслер
Международный форум-выставка «Разведка, добыча, переработка 2015». Москва, 17 ноября 2015 г.
http://www.minenergo.gov.ru/press/doklady/3816.html
http://www.minenergo.gov.ru/upload/iblock/9c4/2015_11_16-transformatsiya-mirovogo-neftegazovogo-rynka_4.pdf


— — —
Слайд 2
Повестка дня «за все хорошее против всего плохого» ни одного четкого сигнала.
Например, «Региональная и межрегиональная интеграция энергетических рынков (повышение
инфраструктурных связей, торговых потоков, сближение регуляторных условий)» совсем не вяжется с постоянными конфликтами РФ-ЕС по поводу третьего энергопакета
Все это очень хорошо отражает общий российский подход, проявляющийся почти везде, не говорить ничего прямо: Песков: Россия не будет доказывать связи Турции и ИГ. По словам Пескова, главное – «не доказательство чего-то, а борьба с терроризмом»


— — —
Слайд 4
СНИЖЕНИЕ ЦЕН также ПРИВЕЛО К КОНВЕРГЕНЦИИ основных региональных рынков газа.
Проще говоря: цены на газ стали падать к общему нижнему уровню — ценам на газ в США.
Весьма вероятно, рыночная неэффективность, выражавшаяся в большом разбросе цен на разных рынках, устранена путем развития рынка СПГ. Об этом подробнее на следующих слайдах


— — —
Слайд 5
i/
— ОЦЕНКИ ЭКСПЕРТОВ относительно балансировки рынка ИЗМЕНИЛИСЬ В ПЕРВУЮ ОЧЕРЕДЬ ИЗ‑ЗА ПРОДОЛЖАЮЩЕГОСЯ РОСТА ДОБЫЧИ НЕФТИ В ТЕЧЕНИЕ 2015 Г., несмотря на низкий уровень цен.
— ОКТЯБРЬСКИЕ ОЦЕНКИ предложения ЖУВ в 2016 г. примерно НА 2 МЛН БАРР./СУТ. ВЫШЕ ФЕВРАЛЬСКИХ ОЦЕНОК.

ii/ Очень странно видеть ссылки на STEO EIA. Получается, что у РФ одного из крупнейших мировых производителей и экспортеров энергоресурсов нет своих данных и своего понимания.
К чему это приводит подробнее на следующих слайдах.


— — —
Слайд 6
i/ Оценки на столь малом временном промежутке, когда уровень цен изменился значительно лучше давать не в абсолютных цифрах, а в относительных, чтобы показать чувствительность спроса к цене.
ii/ В относительных цифрах все гораздо печальнее: более чем двукратное снижение цен за 1.5 года привело к росту спроса и его оценок всего на 5 mbd (5.6%), практически на уровне точности прогнозов


— — —
Слайд 7
i/ Энергоемкость ВВП слишком многоаспектная вещь, ей больше место в презентации Минэкономразвития, а не Минэнерго
ii/ Энергосбережение, альтернативная энергетика и ВИЭ, как правильно указывается, будут оказывать понижающее давление на цены.
iii/ «ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ И РОСТ ДОЛИ ВИЭ — эволюционные, а не революционные процессы, они НЕ СПОСОБНЫ РАДИКАЛЬНО ИЗМЕНИТЬ МИРОВОЙ ТЭБ».
Опять же заявление очень расплывчатое заявление («за все хорошее против всего плохого»), поскольку не указаны условия и временные горизонты, когда изменения могут стать революционными.


— — —
Слайд 8
Почему то не приведены данные по инвестициям российских компаний.
О причинах этого странного умолчания на следующих слайдах


— — —
Слайд 9
i/ Прогноз импорта газа до 2040 в условиях наступившей неопределенности на сырьевых рынках и в целом по мировой экономике несет огромную долю неопределенности, особенно для Европы.
Видимо, для Европы вся надежда на истощение европейских месторождений.
ii/ Прогнозы потребления природного газа в развитых странах Европы показывают разброс мнений. Опять же правильнее было бы указывать некоторые относительные показатели.


— — —
Слайд 10
i/ ВВОД НОВЫХ ПРОЕКТОВ СПГ В АВСТРАЛИИ, ориентированных на азиатский рынок, БУДЕТ ОКАЗЫВАТЬ ПОНИЖАЮЩЕЕ ДАВЛЕНИЕ НА ЦЕНЫ. ТОРГОВЛЯ СПГ В МИРЕ БУДЕТ РАСТИ ОПЕРЕЖАЮЩИМИ
ТЕМПАМИ, ввиду большей мобильности, и к середине века может приблизиться по объемам к экспорту трубопроводного газа.
ii/ Терминологически правильнее было бы выразить выводы из i/ следующим образом:
Развитие рынка СПГ приближает условия мировой торговли газом к условиям торговли нефтью, что делает рынок газа действительно мировым, а не совокупностью региональных рынков.
Развитие рынка СПГ будет оказывать выравнивающее действие на региональные рынки: повышающее (США) и понижающее (Европа). Ориентация России на европейский рынок газа, дававший существенную премию по сравнению с мировой равновесной ценой больше не будет иметь смысла, как и строительство дорогостоящих трубопроводов, несущих большие риски.


— — —
Слайд 11
Использовать как характеристику ситуации падение чистого импорта сырой нефти это определенное лукавство, лучше было бы использовать чистый импорт нефти и нефтепродуктов или даже всего ископаемого топлива.


— — —
Слайд 12
i/ Наиболее бросается в глаза на 1 картинке оранжевый столбик — это добыча в Ираке.
Но Минэнерго скромно умалчивает об одном из творцов этой победы — НК ЛУКОЙЛ и его проекте Западная Курна-2.
http://tass.ru/tek/2484450
ii/ Рассмотрение баланса бюджетов стран-членов ОПЕК является утешительным призом, причем очень слабо утешительным. В наихудшем положении Венесуэла с ее псевдосоциалистическими экспериментами и огромными контрактами российских госкомпаний на разведку и добычу. случись что в Венесуэле и российские инвестиции пропадут так же как в Ливии и Сирии.
Нигерия и Ирак — темные лошадки с неясной перспективой по типу ливийской.
Катар и Саудовская Аравия страны с огромными накоплениями, ведущие большие внешнеполитические траты с 2011 г. Катар — является ведущим экспортером газа, а не нефти и почему его всунули в диаграмму по ОПЕК является загадкой, как и не рассмотрение ОАЭ, Кувейта, Анголы, Ирана, , имеющих больший экспорт.


— — —
Слайд 13
i/ «Роль России на рынке нефти — не его балансировка, а обеспечение надежного базового предложения». Откровенный троллинг, проще было бы заявить: «нефть единственный источник валюты и мы будем ее экспортировать в любых условиях», что подтверждает вторая диаграмма, на которой видно, что несмотря на падение цен вырос.
ii/ Первая диаграмма содержит значительную долю лукавства. ОПЕК — это в первую очередь Саудовская Аравия, дающая треть добычи. Экспорт нефти и нефтепродуктов РФ и Саудовской Аравией почти равны. Но уже больше года РФ отказывается согласовывать свой нефтеэкспорт с Саудовской Аравией, то есть фактически с ведущими добывающими странами Персидского Залива. Более того началась игра на обострение в Сирии.
iii/ «Россия нацелена на поддержание текущего уровня добычи нефти в долгосрочной перспективе. Снижающаяся добыча на действующих месторождениях будет замещена ростом добычи в Восточной Сибири и развитием добычи ТрИЗ, а после 2020 г. — также разработкой арктического шельфа».
Фактически еще раз подтверждено объявление ценовой войне ОПЕК оглашенное главой крупнейшей нефтяной компании РФ
Насколько Восточная Сибирь сможет компенсировать падение в Западной Сибири очень большой вопрос, учитывая нехватку средств у российских нефтяных компаний, зазывающих иностранных инвесторов на имеющиеся гринфилды (Ванкор, Таас-Юрях и другие). Еще большой вопрос с ТРИЗ, а шельф — это чистое гадание в связи с почти полным отсутствием российских технологий.


— — —
Слайд 14
i/ «ОПЕК и США, вопреки ожиданиям, ОКАЗАЛИСЬ ПОКА НЕ ГОТОВЫ К БАЛАНСИРОВКЕ РЫНКА
НЕФТИ. Россия не может взять на себя эту роль в силу как технологических условий добычи, так и преобладания в этой сфере частного бизнеса»

Голословное утверждение, скрывающее ведение ценовой войны: в США все компании частные и нет государственных компаний (Роснефть, Газпром нефть). В России есть также богатый опыт разборок с неугодными правительству нефтедобытчиками.
Постоянные отказы РФ от переговоров и сотрудничества по уровням добычи привели именно к ценовой войне.
ii/ В РЕЗУЛЬТАТЕ БАЛАНСИРОВКА ПРОИЗОЙДЕТ С ЗАПОЗДАНИЕМ, видимо, в 2017–2018 гг., за счет повсеместного снижения инвестиций, ЧТО БУДЕТ ИМЕТЬ НЕГАТИВНЫЙ СРЕДНЕСРОЧНЫЙ ЭФФЕКТ
ДЛЯ ВСЕХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ
.
С этим стоит согласиться.
iii/ При этом НЕФТЯНАЯ ОТРАСЛЬ РОССИИ ПО‑ПРЕЖНЕМУ ДОСТАТОЧНО УСТОЙЧИВА, чтобы
развиваться и в рамках низких цен на нефть
.
Утверждение крайне спорное.
Единственный надежный источник устойчивости нефтяной отрасли — это девальвации рубля.
iv/ В переживаемый нами период бифуркации ОСОБЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПРИОБРЕТАЕТ
МЕЖДУНАРОДНОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО, включая формирование общей повестки дня, актуальной
для всех основных стран — участников рынка
.
Как бы юмор докладчика напоследок 😦

— — —
Выводы iv_g
i/ Ценовая война в разгаре, что подтверждается ростом добычи нефти в РФ
ii/ Ценовая война, видимо, продлится и в 2016 г. и, возможно, далее до 2017 г.
iii/ Все участники ценовой войны настроены идти до конца, тем более, что сырьевой суперцикл, связанный с Китаем пришел к концу и ждать индийского сырьевого суперцикла в ближайшее время не приходится.
iv/ Средством со стороны РФ для поддержания нефтяных компаний будут девальвация и деньги госбанков.
v/ Средством со стороны Саудовской Аравии будет втягивание РФ в раззорительные военные действия в мусульманских регионах
vi/ Рост инфляции в России по причинам: внешнеторговых ограничений, санкций и военных действий ограничит положительное влияние девальвации.
В худшем случае возможна перманентная девальвация по типу 1992-1994 гг.

Премьера RTD: Нефтяное удушье

Оригинал взят в Премьера RTD: Нефтяное удушье<
В апреле 2010 года буровая платформа Deepwater Horizon компании ВР затонула недалеко от побережья американского штата Луизиана. В течение 86 дней на полуторакилометровой глубине бил мощный нефтяной фонтан. Авария причинила непоправимый ущерб экосистеме региона. Однако едва ли не больший вред нанесли меры по устранению её последствий. Каким стал Мексиканский залив после столь масштабной экологической катастрофы?
Смотреть фильм

Мир в фокусе

Закон Коперника-Грешема в широкой проекции: Данные ОПЕК

В оригинале:
Закон Коперника-Грешема — экономический закон, гласящий: «Худшие деньги вытесняют из обращения лучшие».
Прочие формулировки:
— Деньги, искусственно переоценённые государством, вытесняют из обращения деньги, искусственно недооценённые им.
— Дешёвые деньги будут вытеснять дорогие деньги.
— Деньги, с которых можно не платить налоги, вытесняют деньги, с которых налоги платить необходимо.
— Худшие деньги вытесняют из обращения лучшие, если обменный курс устанавливается законом.
https://ru.wikipedia.org/wiki/Закон_Грешема

atmospher_n рассуждает в Ложь побеждает:
Давно известно, что в мире финансов менее качественные деньги всегда вытесняют из оборота более качественные. Когда ходили бумажные деньги и золотые монеты, люди всегда оставляли золото себе, а рассчитывались бумажными. Именно так — менее качественные деньги вытесняли золотые монеты.

С информацией, как оказалось, аналогичная ситуация. Человек, который говорит правду, не имеет возможностей для фантазий при отстаивании своей позиции. Лжец может придумывать, отказываться, объяснять без всяких ограничений, в том числе изменять смыслы слов — «гуманитарные бомбардировки», «борцы за право на демократию».

Информация низкого качества вытесняет качественную информацию. Плюс к этому люди реагируют на эмоции, эмоциональные высказывания, а ложь легко кричать и наполнять красками…
Видим, закон Коперника-Грешема распространяется на информацию. Аналогично можно судить о любых однородных активах вообще: товарных, трудовых, кадровых, в том числе во власти, и т.д.

Видим, закон Коперника-Грешема распространяется на информацию. Аналогично можно судить о любых однородных активах вообще: товарных, трудовых, кадровых, в том числе во власти, и т.д.

Но в законе К-Г есть важная оговорка: закон действует, если курс валют не формируется свободно, а устанавливается административно. Отсюда следует…

Закон Коперника-Грешема в широкой проекции:
Худший актив (деньги, долги, товар, в том числе труд, кадры, власть, информация и т.д.) вытесняет из обращения однородный лучший актив. Но только в случаях и/или:
А) Завышенной стоимости худшего актива.
Б) Заниженной стоимости лучшего актива.

Неадекватная стоимость может формироваться как в результате искусственного/административного влияния, так и в результате недостатка сравнительной информации по данным однородным активам.

Таким образом, Законом Коперника-Грешема в широкой проекции и в совершенстве поясняются все противоречия в общественных процессах.
http://kubkaramazoff.livejournal.com/206777.html

Пример из нефтегазовой статистики:

i/ 13 Январь 2015 ОПЕК: OPEC Upstream Capacity. Два раритета 2012 г. http://iv-g.livejournal.com/1139627.html
Исчезновение с сайта ОПЕК раздела «Data/Graphs > OPEC Upstream Investment»

ii/
OPEC Annual Statistical Bulletin (ASB)
Архив http://www.opec.org/opec_web/en/publications/202.htm
Интерактивная версия http://asb.opec.org/
Данные для загрузки http://asb.opec.org/index.php/data-download

Во всех архивных выпусках ASB 1999-20144
был раздел «Major oil companies», дававший сводную информацию по крупнейшим нефтяным компаниям (Chevron, BP, ExxonMobil, Total, Royal Dutch/Shell)
А в выпуске 2015 г. такого раздела не стало 🙂
Нет, естественно, такой информации в «Данные для загрузки»

Раздел 6 «Major oil companies» в 2014 г содержал
6.1 Principal operations of the major oil companies 94
6.2 Revenues, operating costs, deductions, taxation and net income of the major oil companies 95
6.3 Costs, deductions, taxation and net income as percentage of revenues of the major oil companies 96
6.4 Capital and exploratory expenditure of the major oil companies

BP Energy Outlook 2035: Дополнения

— — — — —
i/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по газу и углю для Asia Pacific
ii/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по газу на транспорте
iii/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по углю и увеличен по газу и ВИЭ для электрогенерации
iv/ По сравнению с предыдущим прогнозом снижен прогноз по индустриальному потреблению вне OECD
v/ По сравнению с предыдущим прогнозом увеличен прогноз по индустриальному потреблению N America

BP Energy Outlook 2035: Coal and non-fossil fuels

— — — —
i/ Пик угля в Китае после 2025 г.
ii/ Рост добычи в Индии и в «Other»
iii/ Рост ВИЭ, включая гидроэнергетику
iv/ Локальный минимум в начале 2010-х по атомной энергетике, рост до 2030 и небольшой спад к 2035

BP Energy Outlook 2035: Natural gas

BP Energy Outlook 2035: Liquid fuels

Shale gas and tight oil resources

— — — —
i/ Примерно на 66% рост добычи жидкости вне OPEC обеспечит Северная Америка
ii/ Примерно на 40% рост добычи жидкости в OPEC обеспечит NGL
iii/ Пик добычи традиционной нефти пройден, хотя прогнозируют второй «горб» в районе 2030 г.
iv/ Отсутствие на рынке 2mb/d ливийской и иранской нефти позволяет относительно стабилизировать цены
v/ Прирост добычи нефти и конденсата к 2035 будут в основном модерировать США и ОПЕК
vi/ Прирост добычи нефти и конденсата в 2005-2020 на 2/3 определяли сланцевая нефть и NGL
vii/ Уменьшение в приросте добычи нефти к 2035 «Прочих»

BP Energy Outlook 2035: Global energy trends

http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics.html
http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/energy-outlook.html
http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/energy-outlook-2015/Energy_Outlook_2035_booklet.pdf

— — — — — —
i/ Из общего прироста Primary Energy к 2035 г. в 4724.3 mtoe почти 3000 mtoe (64%) даст «нетрадиционка»: ВИЭ и сланцы
ii/ Изменение Primary Energy в ОЭСР: падение потребления нефти и угля, рост ВИЭ и газа

ray-idaho: ТОП-100 крупнейших экономик мира 2013 года, включая корпорации

В рейтинге 100 крупнейших экономик мира (страны и корпорации) изменений относительно мало, в новый список попало такое же число стран и корпораций как в прошлом году — 59 стран и 41 корпорация. Правда в первые 25 экономик не попала ни одна корпорация, в прошлом году была только Royal Dutch Shell, а 2 года назад еще и Wal-Mart Stores.

Можно отметить подъем энергетических корпораций, из первых 7 компаний — 6 энергетических, из 12 первых — 9. В ТОП-100 входит только Газпром, он 17-й по выручке среди корпораций и 73 в мире с учетом стран. 2 российские компании на грани попадания в список — это ЛУКойл и Роснефть, они занимают 43 и 46 места в списке корпораций и 102 и 105 места в общем списке. Высокотехнологичные компании Samsung и Apple занимают в этом списке 61 и 71 места соответственно, причем Samsung обходит Катар, с учетом численности сотрудников и населения Катара, в итоге работники Samsung в несколько раз больше зарабатывают, чем одна из самых богатых стран мира.

По данным Fortune и ВБ

http://ray-idaho.livejournal.com/315083.html

— — — —
20 Июль 2013 ray-idaho: ТОП-100 крупнейших экономик мира 2012 года, включая корпорации http://iv-g.livejournal.com/911308.html

kavkazoved.info: Месторождение нефти Азери-Чираг-Гюнешли и «грубые ошибки» British Petroleum

От редакции: 20 сентября текущего года в Баку состоялась торжественная церемония, посвященная 20-летию «Контракта века» и закладке «Южного газового коридора». Характеристики последнего проекта ранее рассмотрены в статье кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». По заказу «Научного общества Кавказоведов» этим специалистом выполнен анализ состояния и перспективы развития «Контракта века».

Введение

В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.) рассмотрены состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз – добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Второй мегапрект Азербайджана – добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. Основная проблема здесь – падение дебитов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный нефтяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.

Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона – отсутствие информации. «Засекречено» все – от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Тем не менее, в ходе составления настоящей статьи удалось собрать данные, минимально необходимые для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.

Общие сведения

В 1981–1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти – Азери, Чираг и Гюнешли (Рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП – соглашения о разделе продукции) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания – АМОК) и Азербайджаном. Консорциум (по состоянию на 01.01.2014 г.): английская BP (оператор, 35,8%), американская Chevron (11,3%), японская Inpex (11,0%), японская Itochu (4,3%), американская ExxonMobil (8,0%), индийская ONGC Videsh Ltd (2,7%), Государственная нефтяная компания Азербайджана ГНКАР (11,6%), норвежская Statoil (8,6%) и турецкая TPAO (6,8%). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века». Оно будет действовать до 2024 г.

Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Её поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. На сегодня промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) – по проекту Chirag Oil Project («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» 432 кв. км. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюшншли). На нем добычу нефти ведет ГНКАР.

Рис. 1 — Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджаного сегмента Каспия (месторождения в прибрежной полосе не показаны). Месторождения (Н — нефть, Г — газ, К — конденсат): 1 — Ашрафи (Н); 2 — Карабах (Н); 3 — Азери-Чираг-Гюшешли (Н); 4 — Абшерон (Г+К); 5 — Шах-Дениз (Г+К); 6 — Умид (Г+К); 7 — Зафар-Машал (Н).
Нефтепроводы: 1 — Баку-Новороссийск; 2 — Баку-Супса; 3 — Баку-Тбилиси-Джейхан.
Газопровод: 4 — Баку-Тбилиси-Эрзурум.

Азери-Чираг-Гюнешли – это одно месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апшеронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Апшеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах запанного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления – 2500-4500 м, преимущественного газонакопления – 4500-7000 м и исключительного газонакопления – свыше 7000 м.

Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апшеронского полуострова. Глубина моря в его пределах – 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения – 5х48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемы запасы оценены в 930 млн. т нефти и 0,6 трлн. куб. м свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн. т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн. т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).

Нефть и деньги

01.01.2014 г по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн. т нефти (по другим данным – 322,4 млн. т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн. т. (всего добыто на эту дату 318 млн. т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (Рис. 2). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн. т) до 2007 г. (32,9 млн. т) возрос в 4,3 раза. Но …. 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жёсткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки» в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». В результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. – 46,8/40,3 млн. т (план/факт); 2010 г. – 42,1/40,6 млн. т; 2011 г. – 40,2/36,0 млн. т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70% – Азербайджану, 30% – АМОК) и отметил, что отклонение реальных показателей от плановых началось сразу после этого события.

Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту “АЧГ” в 2001-2013 г.г.
Красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах.

Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г. Достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн. т (86,8% от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. – на 10,0% относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. – на 11,3% относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд., а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 01.07.2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $102,8 млрд.

К концу 2012 г. между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007–2013 гг. добыто 75–80% всей нефти Азербайджана. А 65% от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93% нефти Азербайджане и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.

Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «COP». Вложения в него составили $6 млрд. ($4 млрд. – на строительство платформы и $2 млрд. – на бурение эксплуатационных скважин). В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 – в 2015-2016 гг. В 2014 г. планируется добыть 3 млн. т. нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн. т. На 01.07.2014 г. на платформе работало 4 добывающие скважины. Их суммарный дебит – 50 тыс. барр./сут. В пересчете на год это даёт 2,5 млн. т нефти. Состояние развития этого проекта можно будет оценить только в начале 2015 г. В целом на начало сентября текущего года по проектам «АЧГ» и «COP» добыто 345 млн. т. нефти.

Капитальные затраты АМОК в проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд. Такие же затраты были и в 2012 г. В 2014 г. капитальные затраты планируются в объеме $2,07 млрд. Скорее всего, капитальные затраты 2012–2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). Итого, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идёт за замедление её спада. В 2013 г. эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн. т, что всего на 2,2% меньше, чем в 2012 г.

Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан – $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Баку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти – примерно $1 за 1 барр. Итого, цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн. т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30%. В 2012 г добыто 32,9 млн. т. Прибыльная нефть АМОК – 9,6 млн. т. Ее цена – $7,7 млрд. В 2013 г. – 9,4 млн. т. и $7,2 млрд. соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты – $11 млрд. Итого, чистая прибыль – $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто. Не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.

Динамика добычи нефти

Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ в период 2001–2013 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане – с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Но цифра добычи нефти в Азербайджане в 2013 г. из последнего отчета BP «Statistical Review of World Energy 2014» какая-то странная – 46,2 млн т. В соответствии с ней рост добычи относительно 2012 г. составил 1,2%. Такого не может быть. Структура добычи нефти и конденсата в Азербайджане считается «на пальцах». По данным Азербайджана в 2013 г. добыто 43,5 млн т, что незначительно больше, чем в 2012 г. Последняя цифра приведена на графике, показанном на рисунке 2. В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014–2017 гг. составляет 40,5 млн. т.

Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (Табл. 1 и 2), которая сформирована по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом, 1news.az, http://www.1news.az/economy/oil_n_gas/). Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.

На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и водонагнетательные. (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный период. Исход из этого, мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тыс. баррель в сутки – тыс. барр./сут.». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.

Темп снижения средней добычи всех эксплуатационных скважин проекта «АЧГ» в период 2010-2013 гг. составил 11% в год (32% за три года и 11 % в 2013 г.) (Табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатационных скважин на 25,5% (с 94 в начале года до 118 в его конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где добыча на одну эксплуатационную скважину в 2013 г. возросла на 14% по сравнению с 2013 г. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.

— —
Таблица 1.
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 г.г.

Число скважин приведено на начало года (для 2012 г – на 01.04): Д – добывающие; В – водонагнетательные; Г – газонагнетательные.

В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. – средневзвешенное по кварталам).

Размерности: т.б/с — тыс. баррель в сутки; т.б/с/с — тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т – млн. тонн в год.
— —

Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 и первой половины 2014 гг. (Табл. 2) На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. 2013 г. составляло 10, а в II кв. 2014 г. – 13. Однако, общая добыча с нее уменьшилась на 7,1% (с 70 до 65 тыс. барр./сут.). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин. За год они уменьшились на 26,8% (I/I кв.) – 27,2% (II/II кв.). Примерно эти же цифры получаются и для всех эксплуатационных скважин. Снижение средней добычи составило 28,0% (I кв 2013 г. – II кв. 2014 г.). В 2013 г. общая добыча на платформе упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. барр./сут. (II кв.2014 г.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти – 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию 5 новых скважин компенсировать снижение их среднего дебита.

— —
Таблица 2.

Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.

Примечания. В графе «Дебиты I / IVкв.» приведена динамика среднего дебита всех эксплуатационных скважин (динамика среднего дебита добывающих скважин) и [динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год]. В графе «Добыча I/IVкв.» приведена динамика добычи I/IVкв., (динамика добычи в пересчете на год) (*)
— —

Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий – 6,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). В I кв. 2013 г. на ней было 14-15 добывающих скважин, Во II кв. 2014 г. – 17-18. На одну скважину увеличилось число нагнетательных скважин. Ввод новых добывающих скважин позволил удержать их средние дебиты от резкого падения (у новых добывающих скважин высокие дебиты нефти, которые плавно сжижаются в период ее эксплуатации). Оно составило 2,8% (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). Добыча нефти на платформе возросла на 13,8 (I/I кв.) – 8,1% (II/II кв.). При этом, добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. То есть, в 2013 и первой половине 2014 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Но удержать ее не удалось. Средняя суточная добыча с платформы в II кв. 2014 г. показала небольшое снижение относительно I кв. Представляется, что в ближайшие годы удастся удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче, составило 13,2% (I/I кв.) – 16,1% (II/II кв.). Здесь мы имеем дело с ускорением ее падения.

Падение добычи нефти с платформы Восточное Азери в 2013 г. – 29,2% (I/I кв.) – 29,5% (II/II кв.), произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин на 32,2% (I/I кв.) – 29,4% (II/II кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,8 тыс. барр./сут. (II кв. 2014 г.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г. То есть, резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

Добыча нефти на Глубоководном Гюнешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 12,5% (I/I кв.) – 11,6% (II/II кв.). Но при этом средняя добыча эксплуатационных скважин уменьшилась на 15,0% (I/I кв.) – 13,1% (II/II кв.). Уменьшились и средние дебиты добывающих скважин на 17,5% (I/I кв.) – 7,1% (II/II кв.). То есть, ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин не привело как и на платформе Центральное Азери к росту средних дебитов скважин. Это свидетельствует о том, что начальные дебиты новых скважин относительно низкие. Скорее всего, это связана с падением давления в продуктивных пластах. Для добычи нефти с платформы на достигнутом уровне необходимо вводить в эксплуатацию новые добывающие скважины.

Средняя добыча нефти всех эксплуатационных скважин на пяти платформах проекта «АЧГ» в 2013 г. по отношению к 2012 г. уменьшилась на 11%. Однако, падение ее добычи было небольшим – всего 2,1%. Это достигнуто за счет увеличения числа эксплуатационных скважин в 2013 г с 94 до 118. По поквартальным показателям дебиты эксплуатационных скважин снизились на 21,4% (I/I кв.) – 18,8% (II/II кв.), добыча – на 4,1% (I/I кв.) – 7,6% (II/II кв.). В период IV кв 2013 г. – II кв. 2014 г. удалось стабилизировать средний дебит эксплуатационных скважин на уровне 5,5-5,6 тыс. барр./сут. Это достигнуто резким увеличением числа добывающих скважин начиная с II кв. 2013 г. На его начало их было 64. На начало I кв. 2014 г. – 81. Рост на 26,6%. Но потом их число начало сокращаться и на начало III кв. 2014 г. составило 76. Общее число эксплуатационных скважин в 2014 г. тоже сокращается (с 118 до 113). Это даст падение добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2014 г. (относительно уровня 2013 г.) минимум на 5% (1,6 млн т).

В первом полугодии 2014 г. на пяти платформах проекта «АЧГ» добыто 16,0 млн т нефти. В 2013 г. – 16,4 млн т. В 2010 г. (год пика добычи на «АЧГ») – 20,2 млн т. Падение добычи в 2014 г. по отношению к 2013 г. составило 2,4%, по отношению к 2010 г. – 20,8%. Массовый ввод в эксплуатацию скважин начался со II кв. 2013 г. Это и позволило сократить падение уровня добычи в 2014 г. Можно принять, что отношение добычи в первом полугодии 2013 г. к 2012 г. – 18,8%, характеризует естественный процесс ее падения. Эта дает 6,3% в год.

ГНКАР подготовила программу на 2013-2015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней, на Мелководном Гюшешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 – находилось в процессе строительства. То есть, на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» – форсированное наращивание количества эксплуатационных скважин. Бурение новых скважин позволило ГНКАР добыть в первой половине 2014 г. 4,2 млн т нефти, что на 1.2% больше, чем в соответствующий период 2014 г. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м – эксплуатационное и 7,0 тыс. м – разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн. т нефти. Сообщалось, что 65% ее дает Мелководное Гюнешли. То есть, на нем добыто примерно 5,4 млн. т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн. т нефти.

Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8,093 млн т. нефти, а в I кв. 2013 г. – 8,501 млн т. Снижение составило 4,8%. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. За семь месяцев текущего года экспортировано 13,79 млн т нефти, что на 3,8% ниже показателя за аналогичный период 2013 г. Данные Государственного комитета по статистике Азербайджана, более оптимистичные. В первом полугодии 2014 г. в Азербайджане добыто 21,22 млн. т нефти и газового конденсата, что на 2,7 % ниже показателя аналогичного периода 2013 г.

Прогноз

Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин (американские нефтяники такую ситуацию называют «drill baby, drill») не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 8-9% в год (в 2014 г. – 5%). То есть, «восстановится» та динамика падения уровня добычи, которая была в 2011-2012 гг. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «COP» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но, в какой мере «не сможет», покажут результаты 2014 г.

Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г. и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. То есть, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.

(*) Добыча нефти на Глубоководной Гюнешли начата в конце апреля 2008 г. Пик добычи (6,7 млн. т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20 до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2%. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9%. В 2013 г. АМОК резко нарастил число скважин на пласформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30%. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14,0% (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9%. Однако, средний дебит добывающих скважин снизился на 20,0%. Для добычи нефти с платформы в 2014 г. на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.

Резкое падение добычи нефти с платформы Восточная Азери (на 37,0%) в течение 2013 г. произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин – с 9,2 тыс. т/с в I кв. до 6,4 тыс. т/с в IV кв. Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой – 4,9 тыс. т/с (IV кв.). Падение добычи в 2013 г. относительно 2012 г. составило 20,3%. И здесь явно просматривается ускорение в 2013 г. падения добычи нефти. Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось.

В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составила 1,2%. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г. составило 14,4%. Причина та же – падение дебитов добывающих скважин на 30,4%. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Но дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.

Снижение дебитов добывающих скважин на платформе Центральное Азери на 12% компенсировано вводом в эксплуатацию 3 добывающих скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6% при его расчете по квартальной добыче. В целом же добыча нефти в 2013 г. уменьшилась на 4,2% относительно 2012 г. Здесь в 2013 г. удалось изменить динамику добычи с отрицательной на положительную. Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе – 6,5 тыс. т/с (IV кв.) высокий. Представляется, что в ближайшие годы в удастся удерживать уровень добычи с нее на «плавном спаде». Но ля этого потребуется вводить в эксплуатацию по 4 скважины в год.

На платформе Чираг число добывающих скважин в I кв. — 10, а в IV кв. – 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5%. Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1% (здесь и далее в пересчете на год). В 2013 г. общая добыча упала на 6,4% относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное возрастание скорость падения добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину – 3,6 тыс. т/с (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чираг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти 25 октября 1997 г. Достижения ее пика (7,6 млн. т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в этом году удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется вводом в эксплуатацию новых скважин компенсировать снижение среднего дебита эксплуатационных скважин на 28% увеличением их числа на эту же величину. То есть, потребуется ввести в эксплуатацию 4-5 новых скважин.

На платформе Центральное Азери стабилизация добычи достигнута за счет увеличения числа добывающих скважин с 14 до 17. А на платформе Западное Азери увеличение числа добывающих скважин с 16 до 20 не предотвратило падение добычи на 17,0% в пересчете на год. Восточное Азери.

Можно смело предполагать, что на платформе Восточная Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в феврале 2007 г. То есть, резкое падение добычи нефти произошло на 7-й год разработки участка месторождения.

http://www.kavkazoved.info/news/2014/10/13/azeri-chirag-guneshli-i-grubye-oshibki-british-petroleum.html
http://aftershock.su/?q=node/262985

kavkazoved.info: Шах-Дениз – мегапроект каспийского региона

Анатолий ТЮРИН | 21.08.2014
От редакции. В журнале «Недра Поволжья и Прикаспия» (№ 78, 2014 г.), который издает «Нижне-Волжский Научно-Исследовательский Институт Геологии и Геофизики», опубликована статья кандидата геолого-минералогических наук А.М. Тюрина «Шах-Дениз – мегапроект Каспийского региона». В ней рассмотрены состояние и планы добычи газа и конденсата на месторождении Шах-Дениз в азербайджанской акватории Каспия. Тема разработки и транспортировки энергетических ресурсов Прикаспия всегда была чрезвычайно политизированной, и в этом контексте объективный и профессиональный взгляд на вопрос как никогда важен. Предлагаем данный материал вниманию читателей нашего сайта.

Фундамент нефтегазовых мегапроектов Каспийского региона заложен в СССР. В советский период начата добыча газа на Астраханском месторождении. Месторождения Карачаганак и Тенгиз были разведаны и практически подготовлены к эксплуатации, открыты месторождения Азери – Чираг – Гюнешли, выявлены рифовая постройка Кашаган и структура Шах-Дениз. В постсоветский период их судьба сложилась по-разному. Добыча нефти на Тенгизе, газа и конденсата на Карачагенаке и Астрахани находятся на «полке». Эксплуатация месторождений Азери-Чираг-Гюнешли доведена до стадии падающей добычи. Начало добычи нефти на Кашагане откладывалось с 2005 г. и как бы началась в 2013 г. Добыча газа и конденсата на Шах-Денизе ведется по проекту «Стадия-1». 17.12.2013 г. в Баку в торжественной обстановке подписано соглашение по проекту «Стадия-2» между государственной нефтегазовой компанией Азербайджана SOCAR и Консорциумом.

Анализ параметров проекта «Стадия-2» выполнен автором по заказу информационно-аналитического проекта «Однако». Результаты опубликованы на его сайте (1) и вызвали в Сети большой интерес (переопубликованы на аналитических и новостных сайтах). Статью «видят» поисковые системы. Но у статьи имеются явные недостатки. Она громоздкая и «переполнена» цифрами и ссылками на источники информации. К недостаткам следует отнести и ее «броское» название. Но это прерогатива редакции «Однако». Представляется целесообразным изложить в профильном журнале «коротко и ясно» состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз.

Газоконденсатное месторождение Шах-Дениз открыто в 1999 г. на одноименной структуре, выявленной в советский период. Находится в акватории Каспия в 70 км к юго-востоку от Баку. Приурочено к крупной вытянутой в плане сундукообразной структуре, имеющей северо-восточное простирание и блочное строение. Ее высота – около двух километров. На структуре закартировано несколько грязевых вулканов. Глубина моря в пределах месторождения от 50 до 650 м.

Залежи газа контролируются ловушками пластово-сводового типа в терригенных отложениях свиты «перерыва» (балаханы, фасила, средний плиоцен). В пластах-коллекторах аномально высокое давление. Пластовый флюид – относительно сухой газоконденсат с давлением конденсации близким к начальному пластовому (Т.А. Апаркина, 2012 г.). С геологических позиций месторождение Шах-Дениз находится в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне. Площадь продуктивных отложений около 860 кв. км. Глубина их залегания – 4500-6500 м. Запасы оценены в 1,2 трлн куб. м газа и 240 млн т конденсата.

Контракт на разработку месторождения Шах-Дениз заключен в 1996 г. В Консорциум по состоянию на начало 2014 г. входят британская BP (оператор, 28,8%), SOCAR (16,7%), норвежская Statoil (15,5%), иранская NICO (10,0%), французская Total (10,0%), российская LUKoil (10,0%), турецкая TPAO (9,0%). Консорциум владеет и Южно-Кавказским газопроводом.

17.11.2013 г. контракт по разработке месторождения продлен до 2048 г. В этот же день Statoil огласила стоимость продажи 10% своей доли в Консорциуме –1,45 млрд. долл. Купили ее SOCAR (6,7%) и BP (3,7%). По цене, за которую проданы 10% доли в Консорциуме, можно оценить общую стоимость его активов – 14,5 млрд долл..

Соглашение по разработке месторождения Шах-Дениз заключено по схеме СРП. В первые годы основная часть добываемого газа будет принадлежать Консорциуму, включая SOCAR. Доля Азербайджана (природная рента) будет возрастать по мере компенсации Консорциумом своих капитальных затрат. По приведенным цифрам прибыли Азербайджана от разработки месторождения Шах-Дениз (за 2006-2013 годы – 1497 млн долл.) можно вычислить процент продукции (газа и конденсата), отчисляемый Консорциумом в качестве природной ренты (прибыльный газ) – примерно 6%. Но в период с концы 2013 до 2017-2018 г.г. отчислений в пользу Азербайджана не будет. Они пойдут на развитие проекта.

По проекту «Стадия-1» построена морская платформа (глубина моря 105 м), рассчитанная на бурение 15 наклонно-направленных скважин. С нее планируется добыть 178 млрд куб. м газа и 34 млн т конденсата. Добыча началась в 2006 г. Газ и конденсат поступают на Сангачальский терминал. На конец 2012 г. эксплуатировалось 4 скважины. На конец 2013 г. – 5. На 01.10.2013 г. добыто 46 млрд куб. м газа (на 01.07.2013 г. добыто 11,3 млн. т конденсата). Из них 25 млрд экспортировано в Турцию, 3,4 млрд – в Грузию. Остальной объем газа закуплен Азербайджаном.

Состояние проекта «Стадия-1» можно оценить по динамике добычи газа: 2010 – 6,9 млрд куб. м, 2011 – 6,67 млрд куб. м, 2012 – 7,73 млрд куб. м, 2013 – 9,5 млрд куб. м (оценка). Содержание конденсата в добываемом газа – 253-265 г на 1 куб. м. «Провальным» было первое полугодие 2011 г. Падение суммарного дебита эксплуатационных скважин в пересчете на год составило 40% и явилось полной неожиданностью для Консорциума. Ситуация несколько выправилась с вводом в эксплуатацию в первой половине 2011 г. новой скважины SDA-06.

В сентябре 2012 г. начато бурение очередной скважины SDA-03y. Она сдана в эксплуатацию в конце 2013 г. С апреля 2012 г. ведутся технические работы в скважине SDA02, выведенной из эксплуатации. Она будет введена в эксплуатацию в начале 2014 г. Ожидается, что ввод в эксплуатацию этих двух скважин позволит довести добычу газа в 2014 г. до 10,4 млрд куб. м. Но без бурения новых скважин неизбежно повторится «провал», случившийся в первом полугодии 2011 г.

По проекту «Стадия-2» предусматривается строительство 2 морских платформ и бурение с них 26 скважин, расширение Сангачальского терминала, а также строительство новых перерабатывающих и компрессорных установок. Стоимость проекта оценивается в 28 млрд долл. Заложена возможность превышения сметных расходов на 20%. Начало добычи газа – конец 2018 г. В конце 2019 г. планируется добыча и экспорт газа в полном объеме – 16 млрд куб. м. Весь газ пойдет на экспорт. В том числе, 6 млрд куб. м – в западные регионы Турции, 1 млрд куб. м – в Грецию, 1 млрд куб. м – в Болгарию и 8 млрд куб. м – в Италию.

Проект «Стадия-2» включает и строительство двух газопроводов Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР). TANAP планируется построить на территории Турции. Его протяженность 1790 км, стоимость 12 млрд долл. Партнерами по строительству являются SOCAR (оператор, 68%), турецкая BOTAS (20%) и BP (12%). ТАР будет построен на территории Греции и Албании, далее через Адриатическое море до Италии. Его протяженность 870 км, стоимость 3 млрд долл. Партнерами являются SOCAR (20%), BP (20%), Statoil (20%), бельгийская Fluxys (16%), Total (10%), немецкая E.ON (9%) и швейцарская Axpo (5%). 2 млрд долл. планируется вложить в увеличение пропускной способности Южно-Кавказского газопровода. Его длина на территории Азербайджана – 435 км, Грузии – 248 км. Общая стоимость проекта «Стадия-2» составляет 45 млрд долл.

Из опубликованных данных известны капитальные затраты на реализацию проекта «Стадия-2». Операционные расходы на ее промысле можно оценить по характеристикам «Стадии-1» (отчеты ВР). Расходы на транспортировку газа соответствуют коммерческим тарифам в Европе. Ожидаемая Консорциумом цена газа – 400 долл. за 1000 куб. м в Южной Европе и 350 долл. в Турции. Цена конденсата соответствует цене нефти Azeri Light, поскольку он поступает в нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Этих данных вполне достаточно для расчета дисконтированных капитальных затрат и дисконтированной суммы прибыли от продажи газа и конденсата. По результатам расчета определены годы окупаемости поставок газа в Южную Европу и Турцию.

При норме дисконтирования 6 %, капитальные затраты поставок газа в Италию окупятся в 2029-2033 г.г. Срок окупаемости с начала реализации проекта составит 16-20 лет. С начала поставок газа – 10-14 лет. При учете только экономических позиций и игнорировании геологических, технологических, экономических, политический, террористических и экологических рисков, поставку газа в Италию по проекту «Стадия-2» можно оценить как «на грани разумного». Это же относится к поставкам газа в Грецию и Болгарию.

Капитальные затраты поставок газа в Турцию окупятся в 2024-2025 г.г., через 11-12 лет после начала вложений в «Стадию-2» и через 5-6 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект «Стадия-2» в части поставок газа в Турцию является высокоэффективным.

Общие капитальные затраты проекта «Стадия-2» окупятся в 2027-2029 г.г. Через 14-16 лет после начала вложений и 8-10 лет после выхода добычи газа на проектные показатели. Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй – «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу.

В проекте «Стадия-2» по «умолчанию» принимается, что «полка» добычи газа с двух платформ в объеме 16 млрд. куб. м будет удерживаться в течение 25 лет. Это представляется нереальным. Этот важнейший показатель можно оценить и по планам добычи газа на «Стадии-1» – 178 млрд куб. м. Примем, что 70% этого газа будет добыта на «полке», которая с этого года будет равняться 9,5 млрд. куб. м. Длительность ее удержания составит 13 лет.

С начала разработки до окончания 2013 г. добыто 47,6 млрд м газа. По проекту «Стадия-1» остается добыть 130,4 млрд. м, в том числе 53,4 млрд. м (30% от общего объема добычи) на этапе падающей добычи. С 2014 г. добычу планируется довести до 10,4 млрд куб. м. Длительность «полки» составит 7,5 лет. То есть, добыча на «полке» продержится до 2020 г. включительно. Именно в это время и начнется добыча газа по проекту «Стадия-2» в полном объеме. Поступающий в Турцию газ «Стадии-1» будет «заменен» на газ «Стадии-2» (2). Поставки газа в Турцию и Европу будут удерживаться на «полке» его добычи до 2031 г. То есть, примерно до момента окупаемости капитальных затрат проекта. Никакого прибыльного газа для Азербайджана в нем не просматривается.

А как будут выполняться контрактные обязательства «Стадии-2» по поставкам газа в период 2032-2044 г.г. (за пределами «полки» добычи)? Очень просто. Сразу же после выхода «Стадии-2» на проектные показатели будет поставлен вопрос о необходимости реализации «Стадии-3». С нее и будут осуществляться поставки газа в Турцию и Европу после 2031 г. А потом встанет вопрос о необходимости реализации «Стадии-4». В этих делах есть одна важная тонкость. Коммерческим оператором проекта «Шах-Дениз» является SOCAR. Именно он подписал контракты на поставки газа с турецкой BOTAS и девятью европейскими компаниями сроком на 25 лет.

Для участников Консорциума все ясно и понятно. Они будут вкладывать деньги в проекты «Стадия-1», «Стадия-2», «Стадия-3»… На их начальных этапах за счет продажи газа и конденсата эти вложения будут компенсироваться. Будет формироваться и прибыль. Единственный недостаток такой организации разработки месторождения Шах-Дениз – участники Консорциума не получат сверхприбыль.

Для Азербайджана тоже все ясно и понятно. Вложения SOCAR в проект «Стадия-2» составят 13569 млн долл. (30,2% от общих капитальных затрат). За счет природной ренты, формируемой на «Стадии-1», будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-2». За счет ренты «Стадии-2» будут финансироваться капитальные вложения в «Стадию-3». Азербайджан же взял на себя основную часть вложений в газопровод TANAP и существенную в ТАР. То есть, азербайджанский газ будет поставляться в Европу за счет Азербайджана, за счет его природной ренты. На нем и ответственность за все возможные риски выполнения контрактных обязательств. Получит ли Азербайджан рентные платежи с проектов разработки месторождения Шах-Дениз? Похоже, что нет. В лучшем случае, в отдельные периоды будет «капать» по двести-четыреста миллионов долларов в год.

Примечания

(1) «Правда о «противороссийском» газовом прожекте Азербайджана» (часть 1, часть 2)
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-1/
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-protivorossiyskom-gazovom-prozhekte-azerbaydzhana-chast-2/

(2) На новостных сайтах Азербайджана часто приводится информация, не соответствующая реальному положению дел. Например: «В целом же после начала добычи в рамках «Шахдениз-2» общая добыча газа с месторождения составит 25 млрд кубометров. Из них 9 млрд будет добываться в рамках первой стадии проекта и 16 млрд. в рамках второй». «Стадия-2» – это «замена» «Стадии-1». В переходный период (падение добычи на «Стадии-1» и выход «Стадии-2» на проектные показатели) добыча газа будет, скорее всего, на «полке» 16 млрд куб. м.

Анатолий Тюрин — заведующий лабораторией геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз», кандидат геолого-минералогических наук, автор и соавтор около 200 публикаций. Cфера профессиональной деятельности: поиск, разведка и эксплуатация месторождений нефти и газа. Включен в информационно-библиографический справочник «Геофизики России» (Москва, 2001, 2005 г.).
http://www.kavkazoved.info/news/2014/08/21/shah-deniz-megaproekt-kaspijskogo-regiona.html

iv_g: записи о BP, Deepwater Horizon

2014
10 Июнь 2014 Налоги на нефть. Mother Jones http://iv-g.livejournal.com/1047539.html

27 Март 2014 forbes.com: Наибольшие нефтегазовые компании в 2013 г. http://iv-g.livejournal.com/1015928.html

15 Март 2014 @ Реклама BP на олимпиаде в Сочи 🙂

13 Январь 2014 pronedra.ru: Нефть из ОАЭ подорожала для западных компаний http://iv-g.livejournal.com/988827.html

2013
04 Октябрь 2013 eia.gov: Genealogy of Major U.S. Refiners (до 2009 г.) http://iv-g.livejournal.com/947895.html

14 Август 2013 AGA.org: US Natural Gas Reserves 2012 http://iv-g.livejournal.com/923272.html

03 Апрель 2013 Новости Роснефти http://iv-g.livejournal.com/861930.html

28 Февраль 2013 Цены на нефть http://iv-g.livejournal.com/844987.html

26 Февраль 2013 kommersant.ru: о прогнозе BP Energy Outlook 2030 http://iv-g.livejournal.com/843234.html

24 Январь 2013 danko2050: Вести с полей. Падение добычи Exxon, Shell, BP и Total http://iv-g.livejournal.com/822328.html

16 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Общие вопросы http://iv-g.livejournal.com/818067.html

15 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Транспорт http://iv-g.livejournal.com/817331.html
14 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Ближний Восток http://iv-g.livejournal.com/816649.html
13 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Китай и Индия http://iv-g.livejournal.com/816247.html
12 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Уголь, ВИЭ http://iv-g.livejournal.com/815742.html
12 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Нефть, газ, конденсат http://iv-g.livejournal.com/815550.html
11 Январь 2013 BP Energy Outlook 2030. Global energy trends http://iv-g.livejournal.com/814719.html

03 Январь 2013 Добыча газа в США и цены http://iv-g.livejournal.com/810698.html

2012
09 Декабрь 2012 Азербайджан: Алиев и добыча нефти BP http://iv-g.livejournal.com/796862.html
17 Ноябрь 2012 Михаил Фридман о ВР, шельфе и Игоре Сечине http://iv-g.livejournal.com/784078.html

01 Ноябрь 2012 Как акционеры «Альфы» 14 лет выращивали THK-BP, чтобы продать ее за один год Игорю Сечину http://iv-g.livejournal.com/773497.html

29 Октябрь 2012 forbes: Рейтинг нефтяных компаний мира http://iv-g.livejournal.com/771977.html

28 Октябрь 2012 Роснефть-ТНК-BР: Кто что покупает http://iv-g.livejournal.com/771510.html

25 Октябрь 2012 vedomosti.ru: Чего хотят «Роснефть», «Альфа» и BP http://iv-g.livejournal.com/769096.html

25 Октябрь 2012 The Pricing of Crude Oil http://iv-g.livejournal.com/768567.html

24 Октябрь 2012 Покупка ТНК-BP «Роснефтью» http://iv-g.livejournal.com/768414.html

18 Октябрь 2012 Роснефть и ТНК-ВР http://iv-g.livejournal.com/764842.html

12 Октябрь 2012 Роснефть, презентация: Встреча с инвесторами, Лондон, 5 октября 2012 г. http://iv-g.livejournal.com/760675.html

08 Октябрь 2012 Рейтер: Уменьшение добычи нефти в Азербайджане http://iv-g.livejournal.com/758334.html
24 Сентябрь 2012 Мнения: Как Сечин раскрутил англичан http://iv-g.livejournal.com/750805.html
07 Сентябрь 2012 eia.gov: Who are the major players supplying the world oil market? http://iv-g.livejournal.com/740931.html

18 Август 2012 eia.gov: The U.S. Natural Gas Market in Focus http://iv-g.livejournal.com/729370.html

23 Июль 2012 ЛУКОЙЛ в Ираке: Нефтяной пряник и политический кнут http://iv-g.livejournal.com/713879.html
27 Июнь 2012 Pan American Energy: Обзор компании http://iv-g.livejournal.com/700010.html
12 Апрель 2012 wikipedia: СИДАНКО http://iv-g.livejournal.com/649519.html

05 Апрель 2012 The Forbes Global 2000: Oil & Gas Operations http://iv-g.livejournal.com/641721.html

08 Февраль 2012 Интервью главного экономиста ВР http://iv-g.livejournal.com/596931.html

2011
21 Октябрь 2011 earlywarn.blogspot.com: Peak Supermajor was in 2005? http://iv-g.livejournal.com/563365.html

17 Октябрь 2011 История компании BP http://iv-g.livejournal.com/559727.html

02 Сентябрь 2011 BP-Exxon-Роснефть-WWF http://iv-g.livejournal.com/537762.html
08 Июнь 2011 vedomosti.ru: BP может предложить «Роснефти» приобрести часть ее доли в ТНК-BP http://iv-g.livejournal.com/506675.html
07 Июнь 2011 О сорванной сделке Роснефть-ВР http://iv-g.livejournal.com/506250.html
22 Февраль 2011 BP скупает Бенгальский залив http://iv-g.livejournal.com/466559.html

04 Февраль 2011 Альянс ВР и «Роснефти» http://iv-g.livejournal.com/454315.html

03 Февраль 2011 BP подозревают в манипуляциях на газовом рынке США http://iv-g.livejournal.com/452994.html
01 Февраль 2011 Скандал между российскими и британскими акционерами ТНК-ВР http://iv-g.livejournal.com/450013.html
28 Январь 2011 В ТНК-ВР снова недовольны ВР http://iv-g.livejournal.com/446762.html
24 Январь 2011 Роснефть и ВР http://iv-g.livejournal.com/442774.html

19 Январь 2011 Претензии российских акционеров ТНК-ВР не помешают сделке британской компании с «Роснефтью» http://iv-g.livejournal.com/436883.html

18 Январь 2011 Роснефть и ВP http://iv-g.livejournal.com/435044.html

Карта расположения лицензионных участков «Роснефти» в южной части Карского моря

2010
16 Декабрь 2010 Депеши с WikiLeaks: Азербайджан обвинил BP в хищении нефти на 10 млрд долларов http://iv-g.livejournal.com/400292.html
10 Ноябрь 2010 Непреступная халатность http://iv-g.livejournal.com/351009.html
18 Октябрь 2010 TНK-BP покупает активы BP во Вьетнаме и Венесуэле http://iv-g.livejournal.com/332622.html
28 Сентябрь 2010 Halliburton обвиняет BP http://iv-g.livejournal.com/314378.html
21 Сентябрь 2010 Скважина ВР в Мексиканском заливе «полностью заглушена» http://iv-g.livejournal.com/303309.html
10 Сентябрь 2010 Почти всю вину за аварию в Мексиканском заливе BP взвалила на партнеров http://iv-g.livejournal.com/282226.html
01 Сентябрь 2010 ВР продает малазийские активы за $363 млн http://iv-g.livejournal.com/265041.html

30 Август 2010 Картина последнего дня Deepwater Horizon http://iv-g.livejournal.com/262440.html

28 Июль 2010 vedomosti.ru: ТНК-ВР и ВР http://iv-g.livejournal.com/211138.html

19 Июль 2010 Трансформация BP http://iv-g.livejournal.com/202121.html
12 Июль 2010 США: Министерство природных ресурсов заявило о намерении повторно запретить глубоководное бурение http://iv-g.livejournal.com/197101.html
11 Июль 2010 Корпорация «Экссон Мобил» готовится к поглощению «Бритиш петролеум» — «Санди таймс» http://iv-g.livejournal.com/196394.html
11 Июль 2010 «Голдман Сакс» продал акции BP на 250 миллионов долларов всего за неделю до разлива нефти http://iv-g.livejournal.com/196210.html
09 Июль 2010 Мексиканский залив, нефть: текущее положение
http://iv-g.livejournal.com/194850.html
08 Июль 2010 Зачем глава bp приезжал в Баку? http://iv-g.livejournal.com/194360.html
07 Июль 2010 Великобритания: Правительство готовит чрезвычайный план на случай возможного краха ВР http://iv-g.livejournal.com/193276.html
07 Июнь 2010 Нефтяной гигант British Petroleum может не пережить экологическую катастрофу http://iv-g.livejournal.com/182257.html

03 Июнь 2010 BP может стать объектом враждебного поглощения http://iv-g.livejournal.com/181869.html
25 Май 2010 Фото: нефть из Мексиканского залива дошла до берега Луизианы http://iv-g.livejournal.com/168261.html

22 Май 2010 Нефть в Мексиканском заливе — спутниковые фотографии http://iv-g.livejournal.com/164812.html

29 Апрель 2010 Увеличение квот ОПЕК и увеличение запасов, диаграмма http://iv-g.livejournal.com/142382.html

28 Июнь 2009 BP уйдет из Казахстана в РФ и продаст местные активы ЛУКОЙЛу http://iv-g.livejournal.com/33732.html
12 Февраль 2008 Нефтегазовое, текущие новости http://iv-g.livejournal.com/8144.html

— — — — —
19 Октябрь 2010 Метастазы Мексиканского залива http://iv-g.livejournal.com/334359.html
02 Сентябрь 2010 en.wikipedia.org: Deepwater Horizon, Oil spill http://iv-g.livejournal.com/268461.html

18 Август 2010 США, Мексиканский залив, скважины и трубопроводы http://iv-g.livejournal.com/238928.html

15 Август 2010 Фотоальбомы различных авторов на http://fotki.yandex.ru/ http://iv-g.livejournal.com/234635.html
Deepwater Horizon, Экологическая катастрофа в Мексиканском заливе

04 Август 2010 Карты Theelectoralmap http://iv-g.livejournal.com/221688.html

Oil Slick on June 9

03 Август 2010 США: власти сообщили истинные масштабы трагедии в Мексиканском заливе http://iv-g.livejournal.com/217911.html
28 Июль 2010 В Мексиканском заливе — новая утечка нефти http://iv-g.livejournal.com/212865.html
26 Июль 2010 Нефть в Мексиканском заливе: уроки забытых катастроф http://iv-g.livejournal.com/209553.html
23 Июль 2010 alexandrov-g: Мексиканский залив http://iv-g.livejournal.com/208020.html
22 Май 2010 Мексиканский залив, ЧП, видео http://iv-g.livejournal.com/164936.html
13 Май 2010 США, Мексиканский залив, ЧП, фото http://iv-g.livejournal.com/156016.html

forbes.com: Наибольшие нефтегазовые компании в 2013 г.

Full list of the World’s 20 Biggest Oil Companies

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Данные по Роснефти 2003 взяты из годового отчета

i/ Изменение ранга

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

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

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

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

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

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

Реклама BP на олимпиаде в Сочи :)

pronedra.ru: Нефть из ОАЭ подорожала для западных компаний

Компания Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC, ОАЭ) заявила об истечении срока действия 75-летнего соглашения с Shell (Великобритания–Нидерланды), Total (Франция) и BP (Великобритания). Теперь компания из ОАЭ получила полный контроль над рядом нефтяных месторождений, в которых ранее имели доли западные предприятия.

Компаниям, лишившимся своей доли в размере 9,5% в СП с ADNOC, теперь придется платить больше за нефть Murban — на 11 центов за баррель, информирует Bloomberg. Доля добычи на месторождениях, о которых идет речь, занимает практически половину объемов нефти, извлекаемой в ОАЭ. После прекращения действия соглашения суточный объем добычи каждой из указанных западных компаний в ОАЭ снизится на 150 тыс. баррелей, годовая выручка снизится на $50 млн, прогнозируют в Deutsche Bank.

В ожидании заключения нового соглашения с ADNOC компании подпишут контракты на поставки нефти сроком на полгода. Компания из ОАЭ рассматривает варианты заключения долговременных соглашений и с другими предприятиями. В качестве претендентов рассматриваются такие компании, как Occidental Petroleum (США), CNPC (Китай), Japan Oil Development (Япония) и российская «Роснефть».
http://pronedra.ru/oil/2014/01/10/nefti-oae/

— — —
2014-75 = 1939 г.

Дата независимости ОАЭ — 2 декабря 1971 (от Великобритании)

eia.gov: Genealogy of Major U.S. Refiners (до 2009 г.)


Читать далее

AGA.org: US Natural Gas Reserves 2012

http://www.aga.org/Kc/analyses-and-statistics/studies/supply/Pages/PreliminaryFindingsConcerning2012NaturalGasReserves(EnergyAnlaysis2013-01).aspx

Новости Роснефти

21 марта 2013
«Роснефть» и ВР завершили сделку по продаже доли в ТНК-ВР

«Роснефть» завершила сделку по приобретению 50-процентной доли ААР в ТНК-ВР

«Роснефть» консолидировала 100% ТНК-ВР
Сегодня «Роснефть» объявила о завершении сделок по приобретению ТНК-BP. Компания закрыла сделки по приобретению 50% доли ВР в ТНК-ВР за 16,65 млрд долл. США денежных средств и 12,84% акций ОАО «НК «Роснефть». Отдельно, ВР приобрела 5,66 % акций ОАО «НК «Роснефть» по сделке с ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ».

В результате ряда упомянутых выше сделок ВР получила 12,48 млрд долл. денежных средств (включая дивиденды в размере 0,71 млрд долл. США, полученные в декабре 2012 г. от ТНК-ВР), и с учетом уже принадлежащих ВР 1,25% акций «Роснефти» стала владельцем 19,75% акций ОАО «НК «Роснефть».

В соответствии с отдельными договоренностями «Роснефть» завершила сделку по приобретению доли ААР в ТНК-ВР за 27,73 млрд долл. США денежных средств. По завершении ряда независимых сделок «Роснефть» консолидировала 100% ТНК-ВР и стала крупнейшей в мире публичной нефтегазовой компанией по объемам добычи и запасов углеводородов.

Роснефть после покупки ТНК-BP будет добывать в России около 200 млн тонн нефти в год (для сравнения – ExxonMobil, которая займет второе место в мире после нашей Компании по объемам добычи, добывает лишь 115 млн тонн нефти в год). Добыча Роснефти составит 5% от всей добычи нефти в мире, а доказанные запасы по международной категории превысят 5 млрд тонн нефтяного эквивалента. К нашим производственным активам добавятся знаменитое Самотлорское месторождение, добывающие предприятия в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком округе, Оренбургской и Новосибирской областях, в Восточной Сибири, в Центральной России. Объединенная компания будет управлять 10 крупными НПЗ в России и более 2500 АЗС. Мы приобретаем крупные активы в Белоруссии и в Украине, входим в проекты в Бразилии и во Вьетнаме, делаем еще более прочной нашу позицию в Венесуэле.

26.03.2013
«Роснефть» займет у ТНК-BP до $10 млрд
Это поможет ей избежать необходимости выкупать доли миноритариев «ТНК-BP Холдинга»

«Роснефть» объявила о покупке ТНК-BP за $44,38 млрд и 12,84% казначейских акций в прошлый четверг, 21 марта. В тот же день совет директоров госкомпании одобрил несколько сделок с заинтересованностью — пятилетних займов у структур ТНК-BP на общую сумму до $10 млрд, следует из материалов «Роснефти».

Госкомпания занимает у «ТНК-BP Холдинга» до 38 млрд руб. на срок до 5 лет. Общая сумма сделки с учетом процентов составит 49,4 млрд руб., то есть компания занимает под 6% годовых. На аналогичных условиях «Роснефть» привлекает пятилетние займы по 38 млрд руб. у «ТНК-BP Менеджмента», «Верхнечонскнефтегаза» и «ТНК-Уват». Общая сумма займов (без учета процентов) составляет 152 млрд руб. ($4,94 млрд).

Совет директоров «Роснефти» также одобрил привлечение по $1,2 млрд (с учетом процентов — $1,5 млрд) на пять лет у четырех головных структур ТНК-BP — TNK-BP International, TNK Industrial Holding Limited, TNK-BP Finance и TOC Investments Corporation. Общая сумма — $4,8 млрд.

Привлечение займов от структурных подразделений ТНК-ВР осуществляется в рамках управления временно свободными денежными средствами дочерних обществ (cash-pulling), говорит представитель «Роснефти». Это стандартная практика, применяемая в «Роснефти», а теперь и в объединенной компании, которая позволяет обеспечить их структурной ликвидностью. Президент компании Игорь Сечин заявлял еще в октябре 2012 г., когда договорился о выкупе 100% ТНК-BP, что ее деньги пойдут на «снижение долговой нагрузки» «Роснефти». «Это все наши», — сказал тогда он.

Чистый долг объединенной компании составляет сейчас около $70 млрд, отмечает аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук. С помощью займов можно избежать необходимости выплаты дивидендов и выкупа долей миноритарных акционеров (владеют около 5% «ТНК-BP Холдинга»), добавляет он.

Сечин еще в октябре говорил, что не будет выплачивать дивиденды миноритариям «ТНК-BP Холдинга» и пока не рассматривался вопрос о выкупе их долей. На прошлой неделе он повторил, что не планируется выкуп миноритариев. «Компания купила 100%-ную долю в ТНК-ВР, которая была обеспечена добычей, производственными активами, сбытовой сетью. Работой на фондовом рынке мы пока не увлекаемся», — сказал Сечин в интервью телеканалу «Россия 24». Он подчеркнул, что «Роснефть» не брала обязательств перед миноритарными акционерами ТНК-ВР.

Во вторник акции «ТНК-BP Холдинга» продолжили обновлять минимумы на Московской бирже. К 14:48 мск его обыкновенные акции упали на 16,3% (до 40 рублей), «префы» — на 15,8% (до 31 рубля), сообщает «Прайм».

С прошлого четверга акции «ТНК-ВР Холдинга» подешевели примерно на 30%.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/10444091/rosneft_zajmet_u_tnkbp_do_10_mlrd

25.03.2013
«Роснефть» назначила ряд топ-менеджеров объединенной после покупки ТНК-ВР компании
В блоке «Разведка и добыча» назначены пять руководителей, при этом все они работают или работали в ТНК-ВР. В частности,
вице-президентом – главным геологом стал Андрей Лазеев, ранее возглавлявший «Тюменский нефтяной научный центр» ТНК-ВР,
а его заместителем — Кристофер Инчкомб, прежде работавший старшим вице-президентом ТНК-ВР по геологоразведочным работам.
Вице-президентом по бурению, освоению и сервису назначен Эрик Морис Лирон, ранее занимавший должность вице-президента ТНК-ВР по скважинным работам,
советником президента — директором департамента планирования, управления эффективностью, развития и инвестиций в разведке и добыче в ранге вице-президента — Николай Иванов (прежде первый заместитель исполнительного вице-президента по разведке и добыче ТНК-ВР).
Самым заметным назначением в этом блоке стал Сергей Брезицкий, который стал вице-президентом по добыче. С 1998 года он работал в Тюменской нефтяной компании, в том числе занимал должность исполнительного вице-президента по разведке и добыче. В 2011 году он перешел на работу в Alliance Oil, где также работал вице-президентом по добыче.
Желько Рунье продолжит курировать шельфовые проекты в ранге вице-президента. С 10 декабря прошлого года он работал вице-президентом по добыче, а в октябре 2012 года пришел в «Роснефть» вице-президентом по шельфу.

Вице-президентом по экономике и финансам назначен Святослав Славинский, прежде возглавлявший управление банковских услуг Citi. Ранее источники сообщали, что он сменит на посту вице-президента по финансам госкомпании Дмитрия Авдеева, который в настоящее время находится в отпуске. Авдеев в 2010 году был назначен со-главой и заместителем председателя правления инвестиционно-банковского подразделения Morgan Stanley по России и СНГ, в июне 2012 года — вице-президентом ОАО «НК “Роснефть”, ответственным за экономический и финансовый блок. Он владеет 393,770 тысячи акций “Роснефти” (0,0037% уставного капитала компании).

Кроме того, из сотрудников ТНК-ВР назначены советником президента – директором департамента планирования, управления эффективностью, развития и инвестиций в переработке, коммерции и логистике в ранге вице-президента Екатерина Соколова, советником президента – директором департамента инвестиций, бизнес-эффективности и контроллинга в ранге вице-президента — Александр Каравайкин.

Председателем центрального тендерного комитета ОАО “НК „Роснефть“ — директором департамента организации закупок в ранге вице-президента назначена Ольга Малышкина, также прежде работавшая в ТНК-ВР.

Вице-президентом по нефтепереработке и нефтехимии (блок „Переработка, коммерция и логистика“) назначен Игорь Павлов, вице-президентом по коммерции и логистике (блок „Переработка, коммерция и логистика“) — Дидье Касимиро, уже работавшие в „Роснефти“. Из числа сотрудников ТНК-ВР также назначены советником президента по технологиям, экспертно-аналитическая группа — Эмерсон Миленски, директором департамента региональных продаж — Аврил Мари Анн Конрой, директором департамента производственного планирования, поставок и логистики — Отабек Каримов.
http://news.mail.ru/economics/12491093/

27.03.2013
Сечин забирает деньги из ТНК-ВР
«Роснефть» не будет делиться наличностью ТНК-BP с ее миноритарными акционерами. Госкомпания получит от новой «дочки» займы почти на $10 млрд. Миноритарии думают, как защитить свои интересы

Совет директоров «Роснефти» одобрил привлечение займов почти на $10 млрд у структур ТНК-ВР, сообщила госкомпания. У «ТНК-ВР холдинга», «ТНК-ВР менеджмента», «Верхнечонскнефтегаза» и «ТНК-Увата» будет привлечено 152 млрд руб. сроком до пяти лет (около $4,9 млрд). Также сроком до пяти лет одобрен заем у TNK-BP International Limited, TNK Industrial Holding Limited, TNK-BP Finance S.A. и TOC Investments Corporation на общую сумму $4,8 млрд. Совет состоялся 21 марта. В тот же день «Роснефть» завершила расчеты и стала обладателем 100% акций головной структуры ТНК-BP — TNK-BP Ltd.

Это известие обрушило капитализацию «ТНК-BP холдинга» — публичной компании, владеющей почти всеми российскими активами группы. На Московской бирже ее обыкновенные акции упали на 25,63%, привилегированные — на 24,29%, капитализация компании составила 545,5 млрд руб. ($17,7 млрд). Очевидно, что никаких дивидендов ТНК-BP теперь платить не будет, констатирует содиректор аналитического отдела «Инвесткафе» Григорий Бирг. «В жесткой и циничной форме миноритарных инвесторов ТНК-BP поставили перед фактом, что стоимость их акций близка к нулю», — возмущен управляющий директор по инвестициям одного из крупнейших миноритариев «ТНК-BP холдинга» — ТКБ BNP Paribas Investment Partners Владимир Цупров.

Представитель «Роснефти» ничего предосудительного в займах у ТНК-BP не видит. Сделка, по его словам, «осуществляется в рамках управления временно свободными денежными средствами дочерних обществ»: «Это стандартная практика, применяемая в “Роснефти”, а теперь и в объединенной компании, которая позволяет обеспечить эффективное управление свободной ликвидностью». О такой возможности инвесторов еще в октябре предупреждал президент «Роснефти» Игорь Сечин. Он сказал, что наличность ТНК-BP пойдет на погашение долгов госкомпании: «Это наши деньги».

«Роснефть» действительно время от времени занимает крупные суммы у «дочек». Осенью ее совет директоров одобрил привлечение займов (в том числе и для покупки 100% ТНК-ВР) у 47 дочерних компаний на 93,4 млрд руб. (с учетом процентов). Другой вопрос, что все крупнейшие активы «Роснефти» являются ее филиалами или 100%-ными «дочками».

Если сумма кредитов превышает 50% стоимости активов акционерного общества, то для их выдачи требуется одобрение собрания акционеров, напоминает аналитик ИФК «Солид» Дмитрий Лукашов. «Полагаю, что юристы “Роснефти” распределили сейчас кредиты по “дочкам” ТНК-ВР таким образом, чтобы не было необходимости проводить собрания», — продолжает он. Лукашов отмечает, что совокупная стоимость активов ТНК-ВР согласно годовой отчетности по МСФО за 2012 г. составила $43,3 млрд: «Таким образом, $10 млрд составляют 23% от активов».

Видно, что «Роснефть» решила играть жестко и может использовать и другие «креативные» методы для извлечения кэша из «ТНК-BP холдинга», сетует старший портфельный менеджер по развивающимся рынкам Dexia Asset Management Филипп Скреви. А исполнительный директор Templeton Emerging Markets Group Марк Мобиус сообщил «Ведомостям», что группа миноритарных акционеров «ТНК-ВР холдинга», владеющих 5% акций компании, объединяется для отстаивания своих интересов. От дополнительных комментариев он отказался.

Нынешняя ситуация — не сюрприз, а лишь очередная иллюстрация того, с каким вопиющим пренебрежением некоторые российские официальные лица относятся к иностранным портфельным инвесторам, говорит главный стратег по развивающимся рынкам Deutsche Bank Джон Пол Смит. Любые позитивные новости макроэкономического характера полностью подрываются такими историями. «Российский рынок и так имеет огромный дисконт к другим развивающимся рынкам, — констатирует Смит. — Но реальное беспокойство вызывает то, что, если экономика Китая начнет замедляться, а цены на энергоносители пойдут вниз, можно ожидать, что правительство России начнет использовать часть публичных компаний как источник денег для защиты экономики».

Крупные позиции в «ТНК-BP холдинге» было очень сложно продать после первых заявлений Сечина, объясняет топ-менеджер крупного фонда. Потому что это можно было сделать только с серьезным дисконтом, т. е. в полной уверенности, что реализуется худший сценарий. Все же инвесторы ожидали лучшего отношения, говорит собеседник «Ведомостей». «Действительно, все деньги их, — признает он. — Но можно было все сделать по-человечески, например просто конвертировать [акции “ТНК-BP холдинга” в “Роснефть”]».

У «Роснефти» нет перед миноритариями обязательств выкупить или обменять акции «ТНК-BP холдинга» на свои, продолжает Скреви. Но теперь она крупнейшая мировая публичная нефтяная компания, инвесторы будут внимательно следить за ее действиями и по ним судить об инвестиционном климате в России, резюмирует Скреви.
http://www.vedomosti.ru/companies/news/10472301/rosneft_beret_svoe

— — — —
Сделка по выкупу доли ТНК-BP у российских и английских акционеров со стороны Роснефти стала беспрецедентной не столько по своим масштабам (в стоимостном выражении речь идёт о 60 млрд. долл., что эквивалентно 3% ВВП России), сколько по сути тех глубинных процессов, которые она отразила

Во-первых, слияние активов крупнейшего налогоплательщика России с крупнейшей британской нефтегазовой компанией BP подвела черту под «делом Юкоса», признав легитимность погрома нефтяной компании и отъёма активов у впавших в немилость олигархов. Как известно, «британские лорды и аристократы не покупают ворованное имущество». И любая дальнейшая попытка пересмотреть итоги судебного решения, инициированная как внутри России, так и за её пределами, автоматически поставит под удар крупный британский.

Принимая во внимание тот факт, что помимо слияния активов с BP «Роснефть» активно привлекает к стратегическому сотрудничеству американскую Exxon Mobil (в частности, к разработке глубоководных месторождений на шельфе Арктики и в проекты на Дальнем Востоке), а также итальянскую Eni и норвежскую Statoil, пересмотра итогов «дела Юкоса» не допустят не только в Великобритании, но также в США и ЕС. Финансово-политические элиты этих стран меньше всего заинтересованы в том, чтобы поставить под удар свои активы в нефтегазовом комплексе России и лишиться доступа к крупнейшим в мире залежам полезных ископаемых на шельфе.

Во-вторых, государство в очередной раз продемонстрировало суть «капитализма по-русски» — передав структурам Фридмана и Вексельберга Тюменскую нефтяную компанию (ТНК) в 1996г. за несколько сотен миллионов долларов (порядка 700 млн. долл .) в рамках фиктивных кредитно-залоговых аукционов, спустя 17 лет правительство выкупило его обратно по цене в 27,73 млрд. долл. И это не считая тех колоссальных прибылей (счёт идёт на десятки миллиардов долларов), которые извлекли за годы эксплуатации природно-сырьевой ренты российские «эффективные собственники».

Притом что в рамках преступных и противоречивших действовавшему законодательству кредитно-залоговых аукционов наиболее лакомые куски государственной собственности передавались «семейным» олигархам в обмен на кредиты, которые банки выдавали правительству из предусмотрительно заранее перечисленных на их счета остатков средств федерального бюджета. Другими словами, Минфин занимал у олигархических банков свои собственные финансовые ресурсы под многократно завышенную ставку, закладывая пакеты акций крупнейших налогоплательщиков страны – «Норильского Никеля», Сибнефти, ТНК и т.д.

В-третьих, слияние активов принадлежащей государству «Роснефти» с британским нефтяным гигантом BP и привлечение крупнейшей в мире американской нефтегазовой корпорации Exxon Mobil в качестве «стратегического партнёра» для разработки шельфовых месторождений с возможностью дальнейшего обмена активами стало сигналом о том, что политическое руководство России и «государственные» олигархи намерены купить себе путёвку в мировые элиты.

Судя по всему, слив активы крупнейшей российской нефтегазовой компании в общий котёл с англосаксонскими корпорациями, руководство России и менеджмент «Роснефти» тем самым хотят легитимизировать своё состояние за рубежом. В тех самых фешенебельных странах, в которых они привыкли хранить свои активы и где учатся их дети. Речь идёт о прививке «легитимности». Складывается ощущение, что этим шагом российские чиновники, почувствовавшие возрастающий прессинг со стороны части американских и европейских элит («Список Магнитского» яркий тому пример), стремятся встроиться в глобальный управляющий класс на правах равнозначных партнёров. Другое дело, что ни в США, ни в Европе, ни в Японии российских олигархов и чиновников никто не воспринимает всерьёз – им отведено «почётное» место в «предбаннике» мировых элит на правах младшего (в лучшем случае – старшего) менеджера.

Весьма показательно, что в последние месяцы активизировались поездки и переговоры руководства «Роснефти» с главами и акционерами крупнейших европейских и американских нефтегазовых корпораций. Прежде всего, речь идёт о подписании соглашения «Роснефти» с Exxon Mobil по допуску американского нефтегазового гиганта к шельфовым месторождениям углеводородного сырья и крупнейшим запасам Восточной Сибири.

Одновременно с этим Роснефть получила допуск к шельфовым месторождениям в Мексиканском заливе, перспективы которых крайне туманны – они требуют проведения дополнительных геологоразведочных работ. Обменяв разведанные крупнейшие запасы шельфа на 30% долю в проектах Exxon в Мексиканском заливе руководство «Роснефти» поступило как Буратино, который по указке жуликов закапывает золотые монеты в Стране Дураков. Совершенно очевидно, что американский нефтегазовый гигант, столь демонстративно рвущийся на арктический шельф, не стал бы отдавать России по-настоящему перспективные месторождения углеводородного сырья.

Последние полгода «смотрящий» за российским ТЭКом Игорь Сечин ездит в США как на работу – пытается максимально расширить географию проектов «Роснефти» и втянуть иностранные корпорации в совместные проекты. Судя по всему, это должно стать гарантией от возможных претензий со стороны третьих стран и закрыть дискуссию по «делу Юкоса». Помимо этого в качестве партнёров Роснефтью привлечены итальянская Eni и норвежская Statoil. Официальная цель – совместная разработка сложных с технологической, логистической и производственной точки зрения месторождений арктического шельфа. Реальная – получение поддержки в политических кругах Старого Света.

В-четвёртых, откровенно удручающим и противоречащим государственным интересам выглядит назначение экс-главы BP Роберта Дадли членом совета директоров «Роснефти» не от кого-нибудь, а от государства. То есть от России – суверенного (по крайней мере, так написано в Конституции) государства, имеющего свои национальные геоэкономические и геополитические интересы. Гражданин США, проработавший на руководящих постах в Amoco и BP, за непонятные заслуги перед Россией назначен представителем интересов российского государства и всех граждан России в Роснефти — крупнейшей в мире по объёмам добычи сырья нефтегазовой компании.

Экс-глава ТНК-BP, а позже и всей британской корпорации BP в целом буде представлять интересы не британской нефтяной компании, которой принадлежит порядка 20% в акционерном капитале «Роснефти». Роберт Дадли решением правительства будет представлять интересы основного акционера, т.е. России, которой принадлежит 80% в капитале «Роснефти». Интересно, чьи интересы будет отстаивать на переговорах господин Дадли? В чьих интересах он будет вести игру? Совершенно очевидно, что не в интересах «нецивилизованной», «грязной» и «жаждущей коммунистического реванша» России.

Сложно представить себе ситуацию, при которой Игорь Сечин был бы назначен членом совета директоров американского нефтегазового гиганта Exxon Mobil, на которого были бы возложены функции по отстаиванию национальных интересов США. Точно также как сложно себе представить ситуацию, чтобы нынешний глава Газпрома Алексей Миллер был назначен представителем интересов Великобритании в корпорации BP. Только в России гражданин страны-стратегического конкурента может представлять интересы государства в крупнейшем налогоплательщике страны и стратегически значимом предприятии.
http://communitarian.ru/publikacii/ekonomika/sliyanie_aktivov_rosnefti_s_bp_kak_popytka_kremlya_zastrahovatsya_ot_dela_kipra_i_offshornogo_voprosa_27032013/

Цены на нефть

Brent

— — — —

i/ Падение от максимумов 10 февраля на 7 долларов (-5.8%).
ii/ Рост цены со второй половины января почти линейный
iii/ Рост с начала декабря, примерно, на 12 долларов.
iv/ Январско-февральский рост-2013 очень напоминает Январско-февральский рост-2012, отопление в северном полушарии и пр., но не хватает уверенности в росте экономики

v/ 15 фев, 2013. Сравнительная динамика ВВП по развитым странам

динамика квартального реального ВВП после сезонного сглаживания. В данном случае считается, как 4 квартал 2012 по отношению к 3 кварталу 2012 в %. Все страны синхронно вошли в рецессию, причем данные ухудшаются и это однозначно худший квартал с 2009.

У Японии в торговом балансе дела совсем идут скверно. В 2012 году они впервые за новейшую историю вышли в дефицит на 10-12 трлн иен.

vi/ Не будет ничуть удивительно, если Brent коснется уровня 100-105$

— — — —
В то же время
i/ Light Sweet стала расти

ii/ Индекс Доу Джонс — растет, хотя возможно движение вниз

iii/ Если смотреть по акциям российских нефтегазовых и горенх компаний, то Газпром, Лукойл, СургутНГ уже возможно оттолкнулись от дна, НорНикель вблизи дна, Роснефть и Татнефть продолжают падение

iv/ ExxonMobil смотрится неплохо

http://stockcharts.com/freecharts/gallery.html?XOM

v/ Акции нефтегазовых компаний США и основные индексы США

Плохо смотрится только ConocoPhillips

Акции нефтегазовых компаний США и других стран

Особо плохо смотрится Petrobras.
BP и Statoil почти слились
Европейские компании (кроме Eni) смотрятся хуже американских

kommersant.ru: о прогнозе BP Energy Outlook 2030

Уже сейчас главный игрок картеля — Саудовская Аравия снизила производство. В декабре 2012-го добыча составила всего 9 мбд, упав на 0,5 мбд относительно ноября, это крупнейшее месячное снижение добычи с января 2009-го. Но тогда это было реакцией на падение цены Brent до $36 за баррель. Сейчас Brent стоит $112 за баррель, но саудовцы уже забеспокоились.

Понемногу добычу снижали и в предыдущие месяцы, декабрьские цифры на 1,1 мбд ниже пиков в апреле и июне 2012-го. Прошлогодний подъем уровня до 10,1 мбд был вызван тем, что саудовцы взялись восполнить объемы ушедшей с рынка в связи с эмбарго иранской нефти. Как видно, рынок сбалансирован, замена иранской нефти не понадобилась. А если она вернется на рынок?

По мнению Оливера Якоба из швейцарской консалтинговой компании Petromatrix, «Саудовская Аравия действует, как если бы Brent уже пробила уровень поддержки $100 за баррель, из чего мы должны заключить, что у них достаточно информации, чтобы опасаться подобного пробоя в ближайшем будущем»: «Если текущего снижения окажется недостаточно для поддержания цены, Саудовской Аравии будет сложно его удержать, так как ОПЕК в последние два года, по сути, перестал функционировать как работоспособный институт. Скоординированные снижения квот, как, например, в 2008-2009 годах, сейчас будет осуществить гораздо сложнее, чем раньше».

ВР солидарна с Petromatrix в том, что картель вынужден будет агрессивно резать экспортные квоты в текущем десятилетии, в результате незадействованные мощности вырастут до 6 мбд к 2015-му, это самый высокий уровень с конца 1980-х. Если же картель сохранит текущий уровень производства, резкий рост запасов практически неизбежен, что приведет к падению цен.

Вот только резать квоты картелю будет все тяжелее. Дело в том, что испугавшись «арабской весны» власти дополнительно повысили социальные расходы. Бюджеты большинства стран балансируются теперь при довольно дорогой нефти. Грубо говоря, для сегодняшних бюджетов $100 за баррель — это $30 за баррель образца начала 2000-х. Страны ОПЕК за последние годы резко повысили зависимость своих экономик от нефтегазового экспорта, даже несмотря на то, что цена на нефть находится возле рекордно высокого уровня в реальном выражении (с поправкой на ИПЦ), если не учитывать короткого рывка летом 2008-го (см. график 2).

В той же Саудовской Аравии по данным Chatham House бюджет балансируется при цене $94 за баррель. Еще в 2008-м дефицита не было при $40-50 за баррель. Просто во время «арабской весны» власти решили ублажить население. В феврале 2011-го был принят пакет социальных мер на $32 млрд и еще на $97 млрд в марте.

У многих членов ОПЕК нет ни запаса прочности (см. график 4), ни резервов, чтобы выдержать даже краткосрочное снижение поступлений нефтедолларов. Очевидный пример — Иран, в котором совсем недавно введенное эмбарго уже создало тяжелейшую ситуацию в экономике. По словам министра энергетики Ирана Ростама Гасеми, из-за введенных санкций экспорт нефти за последние девять месяцев упал на 40%, экспортные поступления снизились на 45%, что уже привело к гиперинфляции и девальвации риала на 80%. А ведь то, что сейчас происходит с Ираном из-за эмбарго, это прообраз того, что может произойти с некоторыми нефтеэкспортерами, скажем, при двукратном снижении цен на нефть в течение всего лишь нескольких месяцев.

Впрочем, у Саудовской Аравии, так же как и у других нефтеэкспортеров стран Совета сотрудничества арабских государств Залива (ССАГЗ), запас прочности достаточно велик. Так, Саудовская Аравия имеет резервы приблизительно $630 млрд при расходах бюджета в текущем году на уровне $220 млрд. Доходы от экспорта нефти в прошлом году составили примерно $330 млрд. $630 млрд — это больше, чем российские ЗВР, при том что население королевства впятеро меньше, чем в России. Так что страна может спокойно выдержать и двукратное падение цен на нефть в течение года-двух. Главное, не дольше. Более того, возможно, подобное резкое снижение цен в ближайшем будущем в конечном итоге было бы самой Саудовской Аравии на руку. Относительно низкие цены убили бы все перспективы нетрадиционной нефти, для поддержания рентабельности производства которой требуются высокие цены. Прощай, сланцевая революция! С этой точки зрения снижение производства саудитов и намеренное поддержание текущих высоких цен выглядит не столь уж оправданным.

http://kommersant.ru/doc/2101524