Гринфилд проекты с общей стоимостью в $6 млрд будут реализованы в Казахстане на инвестиций ОАЭ.
Энергетические проекты:
2 ГВт ☀️- Солнечная электростанция
2 ГВт 🌬- Ветровая электростанция
1 ГВт 💨- Газовая электростанция
Проекты будут реализованы в рамках Национального проекта «Устойчивый экономический рост, направленный на повышение благосостояния казахстанцев», которые охватывают 5 направлений в т.ч. в развитие энергетического комплекса. Нац.проект предусматривает привлечение инвестиций в размере 2 770 млрд тенге, из них республиканский бюджет составляет около 641 млрд тенге, остальные - частные инвестиции.
Инвесторы в лице Суверенный Фонд Абу-Даби ADQ и энергетическая компания TAQA пришли к договоренности реализовать энергетические проекты в Казахстане совместно с Самрук-Казына.
Эти активы будут управляться СП вышеуказанных холдингов. ADQ и TAQA будут совместно владеть 51% акций в каждом проекте, а Самрук-Казына будет владеть оставшейся долей.
Между тем, TAQA также будет участвовать в эксплуатации и обслуживании всех трех проектов.
@EnergyNavigator
Энергетические проекты:
2 ГВт ☀️- Солнечная электростанция
2 ГВт 🌬- Ветровая электростанция
1 ГВт 💨- Газовая электростанция
Проекты будут реализованы в рамках Национального проекта «Устойчивый экономический рост, направленный на повышение благосостояния казахстанцев», которые охватывают 5 направлений в т.ч. в развитие энергетического комплекса. Нац.проект предусматривает привлечение инвестиций в размере 2 770 млрд тенге, из них республиканский бюджет составляет около 641 млрд тенге, остальные - частные инвестиции.
Инвесторы в лице Суверенный Фонд Абу-Даби ADQ и энергетическая компания TAQA пришли к договоренности реализовать энергетические проекты в Казахстане совместно с Самрук-Казына.
Эти активы будут управляться СП вышеуказанных холдингов. ADQ и TAQA будут совместно владеть 51% акций в каждом проекте, а Самрук-Казына будет владеть оставшейся долей.
Между тем, TAQA также будет участвовать в эксплуатации и обслуживании всех трех проектов.
@EnergyNavigator
На климатической конференции «COP26», прошедшая в Глазго, тема Водорода стала самой обсуждаемой и по итогам чего водород был определен одним из основных приоритетов развития низкоуглеродной энергетики.
В исследовании «Глобальной энергии» и «ЕАБР» представлена примерная структура распределения сырья для производства водорода в мире по источникам сырья.
В структуре производства водорода в мире сегодня глобально доминирует органическое топливо (природный газ, уголь и нефть) — ~96%, и только ~4% водорода производится методом электролиза воды, что в настоящий момент не позволяет отнести водородную энергетику к возобновляемой и экологически чистой.
В Водородной стратегии ЕС водород в зависимости от методов получения подразделяется на следующие виды.
✅ Возобновляемый (чистый) водород — «зеленый» — получают в результате электролиза воды с использованием электроэнергии, производимой из ВИЭ.
✅ Водород на основе электричества — получают в результате электролиза воды вне зависимости от источника электроэнергии.
✅ Водород на основе ископаемых видов топлива — «бирюзовый» — получают в результате различных процессов с использованием ископаемого топлива в качестве сырья, главным образом путем риформинга природного газа (Steam Methane Reforming — SMR).
✅ Водород на основе ископаемых видов топлива с улавливанием СО2 — «голубой» — получают с использованием ископаемого топлива, при производстве которого применяют технологии улавливания и хранения углерода, позволяющие уловить до 90% СО2 (Carbon Capture, ,Utilisation and Storage — CCUS).
✅ Низкоуглеродный водород — состоит из водорода на основе ископаемых видов топлива с улавливанием СО2 и водорода на основе электричества.
В качестве основных методов хранения и транспортировки полученного водорода можно выделить следующие:
1⃣ компримированный водород в баллонах из стали или композитных материалов под давлением от 200 до 700 атмосфер;
2⃣ в сжиженном состоянии при температуре –253°C (20°К).
3⃣ в смеси с метаном (Hydrogen and Methane — Hythane) под давлением в газообразном состоянии по трубопроводам или в технологических емкостях.
4⃣ в виде гидридов переходных металлов (по сути являются твердым раствором водорода в металле, атомы водорода внедряются в кристаллическую решетку металла).
5⃣ в сорбированном состоянии в интерметаллидах (химических соединениях двух и более металлов) или в углеродных нанотрубках. @EnergyNavigator
В исследовании «Глобальной энергии» и «ЕАБР» представлена примерная структура распределения сырья для производства водорода в мире по источникам сырья.
В структуре производства водорода в мире сегодня глобально доминирует органическое топливо (природный газ, уголь и нефть) — ~96%, и только ~4% водорода производится методом электролиза воды, что в настоящий момент не позволяет отнести водородную энергетику к возобновляемой и экологически чистой.
В Водородной стратегии ЕС водород в зависимости от методов получения подразделяется на следующие виды.
✅ Возобновляемый (чистый) водород — «зеленый» — получают в результате электролиза воды с использованием электроэнергии, производимой из ВИЭ.
✅ Водород на основе электричества — получают в результате электролиза воды вне зависимости от источника электроэнергии.
✅ Водород на основе ископаемых видов топлива — «бирюзовый» — получают в результате различных процессов с использованием ископаемого топлива в качестве сырья, главным образом путем риформинга природного газа (Steam Methane Reforming — SMR).
✅ Водород на основе ископаемых видов топлива с улавливанием СО2 — «голубой» — получают с использованием ископаемого топлива, при производстве которого применяют технологии улавливания и хранения углерода, позволяющие уловить до 90% СО2 (Carbon Capture, ,Utilisation and Storage — CCUS).
✅ Низкоуглеродный водород — состоит из водорода на основе ископаемых видов топлива с улавливанием СО2 и водорода на основе электричества.
В качестве основных методов хранения и транспортировки полученного водорода можно выделить следующие:
1⃣ компримированный водород в баллонах из стали или композитных материалов под давлением от 200 до 700 атмосфер;
2⃣ в сжиженном состоянии при температуре –253°C (20°К).
3⃣ в смеси с метаном (Hydrogen and Methane — Hythane) под давлением в газообразном состоянии по трубопроводам или в технологических емкостях.
4⃣ в виде гидридов переходных металлов (по сути являются твердым раствором водорода в металле, атомы водорода внедряются в кристаллическую решетку металла).
5⃣ в сорбированном состоянии в интерметаллидах (химических соединениях двух и более металлов) или в углеродных нанотрубках. @EnergyNavigator
«Нефтесервисный рынок России: фокус на диверсификацию»
Независимая отраслевая консалтинговая компания «Vygon Consulting» представила свежее исследование о сокращении инвестиций в нефтегазовую отрасль, перспективах развития сервисных компаний и о диверсификации портфеля услуг.
Нефтесервисные компании, в частности, независимые столкнулись с дефицитом оборотных средств и снижением рентабельности бизнеса из-за вынужденного решения заказчиков по оптимизации своих затрат: за счет уменьшения объема бурения, скважинных операций и геологоразведочных работ, а также пересмотра стоимости услуг и оборудования, отсрочки платежей.
В исследовании говорится о важности более активно расширять спектр оказываемых услуг в рамках традиционной деятельности нефтесервисными компаниями, сконцентрировав внимание на разработке сложных технологических решений. Современные тренды на цифровизацию, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов и новых регионов могут стать стратегическим вектором развития бизнеса. В базовом сценарии развития нефтяной отрасли, с учетом диверсификации бизнеса, ежегодный объем нефтесервисного рынка России к 2030 г. может составить 34 млрд долл. США.
В качестве диверсификации сервисных услуг предлагается:
1⃣ Развитие технологии CCUS для декарбонизации промышленности;
2⃣ Реализация своей компетенции в направлении производства «голубого» водорода;
3⃣ Развитие цифровых технологий: облачные технологии, BigData и мобильные устройства.
С аналитикой и выводами можно ознакомиться здесь.
Экспертный канал - EnergyNavigator
Независимая отраслевая консалтинговая компания «Vygon Consulting» представила свежее исследование о сокращении инвестиций в нефтегазовую отрасль, перспективах развития сервисных компаний и о диверсификации портфеля услуг.
Нефтесервисные компании, в частности, независимые столкнулись с дефицитом оборотных средств и снижением рентабельности бизнеса из-за вынужденного решения заказчиков по оптимизации своих затрат: за счет уменьшения объема бурения, скважинных операций и геологоразведочных работ, а также пересмотра стоимости услуг и оборудования, отсрочки платежей.
В исследовании говорится о важности более активно расширять спектр оказываемых услуг в рамках традиционной деятельности нефтесервисными компаниями, сконцентрировав внимание на разработке сложных технологических решений. Современные тренды на цифровизацию, вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов и новых регионов могут стать стратегическим вектором развития бизнеса. В базовом сценарии развития нефтяной отрасли, с учетом диверсификации бизнеса, ежегодный объем нефтесервисного рынка России к 2030 г. может составить 34 млрд долл. США.
В качестве диверсификации сервисных услуг предлагается:
1⃣ Развитие технологии CCUS для декарбонизации промышленности;
2⃣ Реализация своей компетенции в направлении производства «голубого» водорода;
3⃣ Развитие цифровых технологий: облачные технологии, BigData и мобильные устройства.
С аналитикой и выводами можно ознакомиться здесь.
Экспертный канал - EnergyNavigator
👍1
5 основных региональных тенденций сегмента Апстрим Каспийского региона от Wood Mackenzie, на которые в 2022 году стоит обратить внимание.
Выделю ключевые из них.
Время реализовывать мегапроекты – отложенные, текущие и будущие.
2022 год станет годом решающего промежуточного прогресса для крупных капиталоемких проектов на Каспий. Наблюдается снижение объёма инвестиций в разведку и добычу в странах Каспийского региона, поэтому как добычные, так и геологоразведочные проекты, которые были отложены или приостановлены по разным причинам будут возобновлены в 2022 году.
Самый крупный проект из портфеля нефтегазовых проектов Каспийского региона, строительства которого выйдет на финишную прямую в 2022 году, является мегапроект ТШО «ПБР/ПУУД». Сумма инвестиций на 2022 год составит 3–4 млрд долларов США, что все-равно выделяется в инвестиционном плане Шеврона несмотря на освоение значительной части общей инвестиции. Кроме того, строительство платформы ACE на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли завершено на 60%. Это станет последней фазой разработки контрактных участков данного блока, проект рассчитан на добычу до 100 тыс. баррелей нефти в сутки.
Ввиду необходимости ускоренного восполнения запасов газа для внутренней газификации Азербайджана, 2022 год станет знаменательным. Ускоренный запуск «fast track» проекта Абшерон обеспечит поставку первого газа во втором полугодии 2022 года. Вторая платформа SOCAR на Умиде может быть введена в эксплуатацию в конце 2022 года, но 2023 год гораздо более вероятен. Это увеличит добычу газа на 400 млрд куб.фут в сутки.
Wood Mackenzie считает, что реализация проекта Фазы 2Б расширения Кашаган находиться под вопросам. По проектам Фазы 2А (+50 000 баррелей в день) и 2Б (+200 000 баррелей в день) разработка базового проектирования FEED продлиться до конца 2023 года, может больше. В совокупности к 2030 году под этапы позволят увеличить нефтеотдачу до 700 000 баррелей в сутки. Однако, аналитики Wood Mackenzie полагают, что реализация фазы 2Б будет проблематична, поскольку предстоит проделать большую работу, чтобы сократить бюджет фазы 2Б ниже $10 млрд. На фоне этого проекта фаза 2A выглядит реализуемой. Обе фазы играют важнейшую роль в расширении ресурсной базы газа и увеличении объёма поставки товарного газа для газификации Казахстана. Продолжение следует... Экспертный канал @EnergyNavigator
Выделю ключевые из них.
Время реализовывать мегапроекты – отложенные, текущие и будущие.
2022 год станет годом решающего промежуточного прогресса для крупных капиталоемких проектов на Каспий. Наблюдается снижение объёма инвестиций в разведку и добычу в странах Каспийского региона, поэтому как добычные, так и геологоразведочные проекты, которые были отложены или приостановлены по разным причинам будут возобновлены в 2022 году.
Самый крупный проект из портфеля нефтегазовых проектов Каспийского региона, строительства которого выйдет на финишную прямую в 2022 году, является мегапроект ТШО «ПБР/ПУУД». Сумма инвестиций на 2022 год составит 3–4 млрд долларов США, что все-равно выделяется в инвестиционном плане Шеврона несмотря на освоение значительной части общей инвестиции. Кроме того, строительство платформы ACE на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли завершено на 60%. Это станет последней фазой разработки контрактных участков данного блока, проект рассчитан на добычу до 100 тыс. баррелей нефти в сутки.
Ввиду необходимости ускоренного восполнения запасов газа для внутренней газификации Азербайджана, 2022 год станет знаменательным. Ускоренный запуск «fast track» проекта Абшерон обеспечит поставку первого газа во втором полугодии 2022 года. Вторая платформа SOCAR на Умиде может быть введена в эксплуатацию в конце 2022 года, но 2023 год гораздо более вероятен. Это увеличит добычу газа на 400 млрд куб.фут в сутки.
Wood Mackenzie считает, что реализация проекта Фазы 2Б расширения Кашаган находиться под вопросам. По проектам Фазы 2А (+50 000 баррелей в день) и 2Б (+200 000 баррелей в день) разработка базового проектирования FEED продлиться до конца 2023 года, может больше. В совокупности к 2030 году под этапы позволят увеличить нефтеотдачу до 700 000 баррелей в сутки. Однако, аналитики Wood Mackenzie полагают, что реализация фазы 2Б будет проблематична, поскольку предстоит проделать большую работу, чтобы сократить бюджет фазы 2Б ниже $10 млрд. На фоне этого проекта фаза 2A выглядит реализуемой. Обе фазы играют важнейшую роль в расширении ресурсной базы газа и увеличении объёма поставки товарного газа для газификации Казахстана. Продолжение следует... Экспертный канал @EnergyNavigator
Реформы газового рынка должны быть в повестке дня и в 2022 году
Каспийские регионы наделены огромными запасами газовых ресурсов, однако в коммерческом плане реализация газа на внутренний рынок будет непростой. В рамках газовых реформ в последние годы произошло разделение казахстанских и узбекских национальных газовых операторов – КазТрансГаз и Узтрансгаз от национальных нефтегазовых компаний. Если новый контрольный надзор над SOCAR, заинтересуется в модернизации корпоративной структуры компании, то Азербайджан может последовать их примеру.
В Узбекистане представлены новые налоговые и нормативные стимулы, теперь роялти за добычу газа будут сокращены от 30%до 10% на газ. Это исключает существующие СРП, но будет иметь большое значение для целесообразности «fast-track» разработки новых газовых месторождений государственной компании «Узбекнефтегаз» (УНГ) и др. Такой подход возможно будет интересен Казахстану.
Спрос на газ в Каспийском регионе растет, несмотря на краткосрочные риски по поставкам на внутренние рынки. О либерализации газового рынка легко говорить, но труднее реализовать. Закупочная цена у недропользователя в странах Каспйиского региона обычно ниже $2 за тыс.куб.футов., а для попутного газа цена еще ниже.
Отрасль нуждается в реформе, даже если полная либерализация рынка газа пока остается нереалистичной. Структурные изменения давно необходимы для стимулирования инвестиций и создания жизнеспособной коммерческой основы для продажи газа на внутреннем рынке. В противном случае МНК не будут заинтересованы в газовых проектах по разведке и добыче, а стратегические планы по реализации инвестиционных газовых апстрим проектов будут отложены.
Узбекистан снова будет в авангарде. С июня 2022 года реализация газа на внутреннем рынке будет осуществляться на рыночной основе. Это означает, Узбекистан «отпустит» регулируемые цены одним разом в 2022 году или поэтапно в 2022–2023 годы согласно «основной сценарий» Центрального банка страны по либерализации регулируемых цен (на электричество, газ, теплоснабжение, коммунальные услуги) в рамках концептуального проекта «Основные направления денежно кредитной политики на 2022 год и период 2023—2024 годов».
Одними из важных условий реализации «основной сценарий» являются стабилизации ситуации с пандемией и продолжение успешной вакцинации, а также текущие цены на нефть останутся высокими (внешнее давление на стоимость бензина сохранится на определённом уровне). Ожидается, что последствия этого решения будут носить временный характер и не приведут к значительным изменениям реальных процентных ставок в экономике. Центральный Банк примет меры по сдерживанию инфляции путем предоставления населению всесторонних разъяснений через коммуникацию по денежно-кредитной политике.
В Азербайджане и Казахстане цены безубыточности газовых «гринфилд» проектов после услаты налогов (NPV15) значительно выше текущих внутренних цен на газ, поэтому эти страны скорее всего будут следовать примеру Узбекистана по либерализации регулируемых цен на газ. Экспертный канал @EnergyNavigator
Каспийские регионы наделены огромными запасами газовых ресурсов, однако в коммерческом плане реализация газа на внутренний рынок будет непростой. В рамках газовых реформ в последние годы произошло разделение казахстанских и узбекских национальных газовых операторов – КазТрансГаз и Узтрансгаз от национальных нефтегазовых компаний. Если новый контрольный надзор над SOCAR, заинтересуется в модернизации корпоративной структуры компании, то Азербайджан может последовать их примеру.
В Узбекистане представлены новые налоговые и нормативные стимулы, теперь роялти за добычу газа будут сокращены от 30%до 10% на газ. Это исключает существующие СРП, но будет иметь большое значение для целесообразности «fast-track» разработки новых газовых месторождений государственной компании «Узбекнефтегаз» (УНГ) и др. Такой подход возможно будет интересен Казахстану.
Спрос на газ в Каспийском регионе растет, несмотря на краткосрочные риски по поставкам на внутренние рынки. О либерализации газового рынка легко говорить, но труднее реализовать. Закупочная цена у недропользователя в странах Каспйиского региона обычно ниже $2 за тыс.куб.футов., а для попутного газа цена еще ниже.
Отрасль нуждается в реформе, даже если полная либерализация рынка газа пока остается нереалистичной. Структурные изменения давно необходимы для стимулирования инвестиций и создания жизнеспособной коммерческой основы для продажи газа на внутреннем рынке. В противном случае МНК не будут заинтересованы в газовых проектах по разведке и добыче, а стратегические планы по реализации инвестиционных газовых апстрим проектов будут отложены.
Узбекистан снова будет в авангарде. С июня 2022 года реализация газа на внутреннем рынке будет осуществляться на рыночной основе. Это означает, Узбекистан «отпустит» регулируемые цены одним разом в 2022 году или поэтапно в 2022–2023 годы согласно «основной сценарий» Центрального банка страны по либерализации регулируемых цен (на электричество, газ, теплоснабжение, коммунальные услуги) в рамках концептуального проекта «Основные направления денежно кредитной политики на 2022 год и период 2023—2024 годов».
Одними из важных условий реализации «основной сценарий» являются стабилизации ситуации с пандемией и продолжение успешной вакцинации, а также текущие цены на нефть останутся высокими (внешнее давление на стоимость бензина сохранится на определённом уровне). Ожидается, что последствия этого решения будут носить временный характер и не приведут к значительным изменениям реальных процентных ставок в экономике. Центральный Банк примет меры по сдерживанию инфляции путем предоставления населению всесторонних разъяснений через коммуникацию по денежно-кредитной политике.
В Азербайджане и Казахстане цены безубыточности газовых «гринфилд» проектов после услаты налогов (NPV15) значительно выше текущих внутренних цен на газ, поэтому эти страны скорее всего будут следовать примеру Узбекистана по либерализации регулируемых цен на газ. Экспертный канал @EnergyNavigator
Место размещения АЭС в Казахстане может быть выбрано около поселка Улкен в Алматинской области. Об этом сообщил председатель правления Фонда национального благосостояния "Самрук-Казына" Алмасадам Саткалиев. По его словам, это наиболее удобная площадка с точки зрения топографии национальной электрической сети.
Чиновник отметил, что у Казахстана есть предложения от России, Китая, Франции, два предложения от американских производителей оборудования. «При принятии решений будет учитываться весь спектр - безопасность применяемых технологий, количество построенных таких оптимальных практик эксплуатации атомных реакторов, а также вопрос цены, возможность локализации топлива в Казахстане».
Казахстан получил два предложения от компаний о строительстве модульных атомных реакторов, но склоняется к более проверенным технологиям, но "исходим из того, что реакторы III+ являются наиболее проверенными и безопасными с точки зрения опасений общества по использованию технологий".
В конечном итоге дело не только в технологиях. Глава Фонда отметил, в принятии решений о модели АЭС следует отталкиваться также от вопросов финансирования. "Понятно, что строить только за счет тарифа атомной станции достаточно сложно, это должны быть длительные условия кредитования, причем льготного. Должны быть госгарантии, которые позволят привлечь самые дешевые деньги, чтобы не допустить резкого роста тарифа".
@ТГ-канал Energy Today
Чиновник отметил, что у Казахстана есть предложения от России, Китая, Франции, два предложения от американских производителей оборудования. «При принятии решений будет учитываться весь спектр - безопасность применяемых технологий, количество построенных таких оптимальных практик эксплуатации атомных реакторов, а также вопрос цены, возможность локализации топлива в Казахстане».
Казахстан получил два предложения от компаний о строительстве модульных атомных реакторов, но склоняется к более проверенным технологиям, но "исходим из того, что реакторы III+ являются наиболее проверенными и безопасными с точки зрения опасений общества по использованию технологий".
В конечном итоге дело не только в технологиях. Глава Фонда отметил, в принятии решений о модели АЭС следует отталкиваться также от вопросов финансирования. "Понятно, что строить только за счет тарифа атомной станции достаточно сложно, это должны быть длительные условия кредитования, причем льготного. Должны быть госгарантии, которые позволят привлечь самые дешевые деньги, чтобы не допустить резкого роста тарифа".
@ТГ-канал Energy Today
По уровню загрязнения атмосферы BP опережает ExxonMobil на месторождениях Пермского бассейна в регионах Западного Техаса и Нью-Мексико. BP является первой из крупнейших мировых нефтегазовых компаний, принявших решение о постепенном сокращении всех выбросов парниковых газов.
Анализ исходных данных Bloomberg, собранных в Пермском бассейне, крупнейшем нефтяном месторождении США, показывает, что нефтегазовые операции BP являются одними из самых грязных среди крупных работающих там компаний. Тот же анализ показывает, что ExxonMobil является одной из самых чистых.
В течение последних нескольких лет большинство крупных добывающих компаний обязались взять под контроль свои выбросы в атмосферу. Некоторым приходится вести мониторинг скважин с помощью спутников, самолетов или стационарных датчиков, в то время как другие модернизируют технологические сооружения для сокращения выбросов.
Группа экологов наняла некоммерческую организацию, связанную с лабораторией реактивного движения NASA «Carbon Mapper» для полета над площадью 3200 квадратных миль с помощью инфракрасного спектрометра, который может обнаруживать и визуализировать невидимые газы.
С июля до августа т.г. за 11 дней «Carbon Mapper» обнаружил более 900 шлейфов метана, выходящих из резервуаров, компрессоров и трубопроводов. Bloomberg сравнил выбросы метана каждой нефтедобывающей компании с объемом добычи нефти и газа, который включает почти 22 000 скважин. Самолет «Carbon Mapper» подсчитывал объем добычи каждой скважины, над которой он пролетал раз в день.
BP выбрасывала около 500 граммов метана на баррель добытого нефтяного эквивалента, ExxonMobil - менее 50 граммов.
У Chevron чуть выше, чем у ExxonMobil. Другие крупные компании в бассейне как Shell и ConocoPhillips оказались середнячками и расположились между Chevron и BP. Исследование охватило скважины, на которые приходится около 41% добычи в Пермском бассейне и не менее 1/3 каждой из действующих там крупных мейджеров. Для ВР этот показатель составляет 84%.
Экспертный канал - @EnergyNavigator
Анализ исходных данных Bloomberg, собранных в Пермском бассейне, крупнейшем нефтяном месторождении США, показывает, что нефтегазовые операции BP являются одними из самых грязных среди крупных работающих там компаний. Тот же анализ показывает, что ExxonMobil является одной из самых чистых.
В течение последних нескольких лет большинство крупных добывающих компаний обязались взять под контроль свои выбросы в атмосферу. Некоторым приходится вести мониторинг скважин с помощью спутников, самолетов или стационарных датчиков, в то время как другие модернизируют технологические сооружения для сокращения выбросов.
Группа экологов наняла некоммерческую организацию, связанную с лабораторией реактивного движения NASA «Carbon Mapper» для полета над площадью 3200 квадратных миль с помощью инфракрасного спектрометра, который может обнаруживать и визуализировать невидимые газы.
С июля до августа т.г. за 11 дней «Carbon Mapper» обнаружил более 900 шлейфов метана, выходящих из резервуаров, компрессоров и трубопроводов. Bloomberg сравнил выбросы метана каждой нефтедобывающей компании с объемом добычи нефти и газа, который включает почти 22 000 скважин. Самолет «Carbon Mapper» подсчитывал объем добычи каждой скважины, над которой он пролетал раз в день.
BP выбрасывала около 500 граммов метана на баррель добытого нефтяного эквивалента, ExxonMobil - менее 50 граммов.
У Chevron чуть выше, чем у ExxonMobil. Другие крупные компании в бассейне как Shell и ConocoPhillips оказались середнячками и расположились между Chevron и BP. Исследование охватило скважины, на которые приходится около 41% добычи в Пермском бассейне и не менее 1/3 каждой из действующих там крупных мейджеров. Для ВР этот показатель составляет 84%.
Экспертный канал - @EnergyNavigator
Узбекистан запустил крупный завод UzGTL 🇺🇿
Общая стоимость проекта GTL по производству синтетического жидкого топлива составляет 3,42 млрд долларов США, при внутренней норме рентабельности проекта (IRR) - 10,2%, со сроком окупаемости 9 лет. При этом начальная стоимость проекта составляла 3,73 млрд долларов США.
На комплексе по производству синтетического жидкого топлива GTL ежегодно будет перерабатываться 3,6 млрд кубометров газа, из которого будет вырабатываться 1,5 млн тонн высококачественного и экологически чистого синтетического топлива в год, в том числе такие нефтепродукты, как 307 тысяч тонн керосина, 724 тысячи тонн синтетического дизельного топлива, 437 тысяч тонн нафты и 53 тысячи тонн сжиженного газа.
По своему масштабу завод по производству синтетического жидкого топлива UzGTL является одним из крупнейших инвестиционных проектов не только в Узбекистане, но и в странах СНГ. Проект нацелен на расширение мощности Узбекистана по глубокой переработке природного газа, кардинальное сокращение импорта углеводородного сырья, а также укрепление энергетической независимости республики.
Проект создаёт и новое поколение специалистов Узбекистана, который спроектирован с использованием передовых технологических решений таких ведущих компаний как Sasol (ЮАР), Haldor Topsøe (Дания), Chevron (США).
Государственный бюджет с вводом в эксплуатацию комплекса GTL ежегодно будет получать в среднем более 2 трлн сумов налоговых отчислений.
Экспертный канал @EnergyNavigator
Общая стоимость проекта GTL по производству синтетического жидкого топлива составляет 3,42 млрд долларов США, при внутренней норме рентабельности проекта (IRR) - 10,2%, со сроком окупаемости 9 лет. При этом начальная стоимость проекта составляла 3,73 млрд долларов США.
На комплексе по производству синтетического жидкого топлива GTL ежегодно будет перерабатываться 3,6 млрд кубометров газа, из которого будет вырабатываться 1,5 млн тонн высококачественного и экологически чистого синтетического топлива в год, в том числе такие нефтепродукты, как 307 тысяч тонн керосина, 724 тысячи тонн синтетического дизельного топлива, 437 тысяч тонн нафты и 53 тысячи тонн сжиженного газа.
По своему масштабу завод по производству синтетического жидкого топлива UzGTL является одним из крупнейших инвестиционных проектов не только в Узбекистане, но и в странах СНГ. Проект нацелен на расширение мощности Узбекистана по глубокой переработке природного газа, кардинальное сокращение импорта углеводородного сырья, а также укрепление энергетической независимости республики.
Проект создаёт и новое поколение специалистов Узбекистана, который спроектирован с использованием передовых технологических решений таких ведущих компаний как Sasol (ЮАР), Haldor Topsøe (Дания), Chevron (США).
Государственный бюджет с вводом в эксплуатацию комплекса GTL ежегодно будет получать в среднем более 2 трлн сумов налоговых отчислений.
Экспертный канал @EnergyNavigator
Кашаган: необходимы решительность, инвестиции, и скорость
На фоне острой необходимости газовых ресурсов для Республики, в декабре Национальная компания КазТрансГаз (КТГ) и НКОК подписали соглашение о совместной работе по базовому проектированию этапа 2А месторождения Кашаган. Если данную инициативу можно рассматривать лишь с положительной стороны, как часть стратегии по обеспечению долгосрочной ресурсной базы, подкрепленную стремлением КТГ заявить о себе как о сложившемся игроке на газовом рынке, и уже в статусе Нацкомпании реализовать такой технологически сложный проект, то с НКОК, все немного «интереснее».
На основе представленных внизу данных WoodMackenzie (доступные на сайте WoodMac, если есть подписка) проанализирована экономическая модель крупного проекта Кашаган. Анализ может не отражать абсолютно все контрактные нюансы но, довольно близок к реальности, что позволяет оценить текущее положение дел довольно точно.
Согласно входным данным модели для месторождения Кашаган основными параметрами являются:
1) Величина Роялти (приоритетного платежа), которая зависит от цены на нефть и варьируется от 2% при цене менее 55 долларов за бочку до 12.5% при цене выше 190 долларов (рис.1). Это та часть продукции, которую Республика получает в порядке приоритета.
2) Доля инвестора в прибыльной части (за вычетом доли на возмещаемые затраты),
составляет 90% до достижения суммарного объема добытой нефти в 3 млрд. баррелей, после чего уменьшается в сторону Республики (Рис.2). При текущих темпах добычи, данный показатель будет достигнут не ранее чем через 16 (!!!) лет, т.е. к 2037 году, согласно оценке WoodMac. Из чего следует, что для инвестора не выгодна реализация крупных проектов, которые существенно могут приблизить достижение данного параметра, что приведет к уменьшению их доли в разделе продукции. Тогда как для Республики ситуация обратная.
3) Минимальный порог раздела продукции в пользу подрядчика, в зависимости от показателя ВНП (IRR) проекта (рис. 3) который меняется от 60% при ВНП менее 12.5% до 10% при ВНП более 17.5%. Для информации добыча на месторождении началась спустя 16 лет после первых капитальных инвестиций. Таким образом максимальный ВНП проекта, полученный методом простой аппроксимации (100% затрат на 16 лет), составляет порядка 6%. WoodMac оценивает его в 3.5%.
4) Налог на прибыль в зависимости от показателя ВНП (IRR) проекта (рис.4.). Вывод по аналогии с пунктом выше. Но, в экономической модели есть интересный нюанс в виде применения переноса убытков на будущее. Суть данного механизма в том, что налогоплательщик, понесший убытки в предыдущих налоговых периодах, вправе уменьшать налоговую базу текущего отчетного периода на всю сумму полученного им убытка (перенести убыток на будущее). В результате действия данной нормы в первые прибыльные годы у предприятия могут остаться дополнительные средства, так как ему будет оказано преимущество в виде освобождения от налога на сумму предыдущих убытков. Таким образом, при прочих равных условиях предполагается, что организация с убытком, перенесенным на будущее, должна инвестировать больше, чем организация без возможности уменьшить свою будущую налоговую базу. Кашаган 16 лет был гигантским убытком для инвесторов, и если данная норма применяется, то у них все-таки были стимулы для инвестиций, как только пошла первая нефть… Однако, как показывает модель, первый налог на прибыль будет выплачен не ранее 2030 года. (рис. 6). Продолжение следует...
На фоне острой необходимости газовых ресурсов для Республики, в декабре Национальная компания КазТрансГаз (КТГ) и НКОК подписали соглашение о совместной работе по базовому проектированию этапа 2А месторождения Кашаган. Если данную инициативу можно рассматривать лишь с положительной стороны, как часть стратегии по обеспечению долгосрочной ресурсной базы, подкрепленную стремлением КТГ заявить о себе как о сложившемся игроке на газовом рынке, и уже в статусе Нацкомпании реализовать такой технологически сложный проект, то с НКОК, все немного «интереснее».
На основе представленных внизу данных WoodMackenzie (доступные на сайте WoodMac, если есть подписка) проанализирована экономическая модель крупного проекта Кашаган. Анализ может не отражать абсолютно все контрактные нюансы но, довольно близок к реальности, что позволяет оценить текущее положение дел довольно точно.
Согласно входным данным модели для месторождения Кашаган основными параметрами являются:
1) Величина Роялти (приоритетного платежа), которая зависит от цены на нефть и варьируется от 2% при цене менее 55 долларов за бочку до 12.5% при цене выше 190 долларов (рис.1). Это та часть продукции, которую Республика получает в порядке приоритета.
2) Доля инвестора в прибыльной части (за вычетом доли на возмещаемые затраты),
составляет 90% до достижения суммарного объема добытой нефти в 3 млрд. баррелей, после чего уменьшается в сторону Республики (Рис.2). При текущих темпах добычи, данный показатель будет достигнут не ранее чем через 16 (!!!) лет, т.е. к 2037 году, согласно оценке WoodMac. Из чего следует, что для инвестора не выгодна реализация крупных проектов, которые существенно могут приблизить достижение данного параметра, что приведет к уменьшению их доли в разделе продукции. Тогда как для Республики ситуация обратная.
3) Минимальный порог раздела продукции в пользу подрядчика, в зависимости от показателя ВНП (IRR) проекта (рис. 3) который меняется от 60% при ВНП менее 12.5% до 10% при ВНП более 17.5%. Для информации добыча на месторождении началась спустя 16 лет после первых капитальных инвестиций. Таким образом максимальный ВНП проекта, полученный методом простой аппроксимации (100% затрат на 16 лет), составляет порядка 6%. WoodMac оценивает его в 3.5%.
4) Налог на прибыль в зависимости от показателя ВНП (IRR) проекта (рис.4.). Вывод по аналогии с пунктом выше. Но, в экономической модели есть интересный нюанс в виде применения переноса убытков на будущее. Суть данного механизма в том, что налогоплательщик, понесший убытки в предыдущих налоговых периодах, вправе уменьшать налоговую базу текущего отчетного периода на всю сумму полученного им убытка (перенести убыток на будущее). В результате действия данной нормы в первые прибыльные годы у предприятия могут остаться дополнительные средства, так как ему будет оказано преимущество в виде освобождения от налога на сумму предыдущих убытков. Таким образом, при прочих равных условиях предполагается, что организация с убытком, перенесенным на будущее, должна инвестировать больше, чем организация без возможности уменьшить свою будущую налоговую базу. Кашаган 16 лет был гигантским убытком для инвесторов, и если данная норма применяется, то у них все-таки были стимулы для инвестиций, как только пошла первая нефть… Однако, как показывает модель, первый налог на прибыль будет выплачен не ранее 2030 года. (рис. 6). Продолжение следует...
Ниже (рис.5) представлены результаты экономической модели, демонстрирующие профиль добычи согласно базовому сценарию, с максимальной полкой добычи в 700 тыс. барр./сут, достигаемых после 2030 года. На рис. 6 представлена разбивка доли Государства в затратах (в виде доли КМГ - бордовый) и прибыли (Роялти – голубой, Бонусы – оранжевый, Налог на прибыль – серый, доля государства в профит ойл – синий). Как видно из модели, доля РК в основном приходится на последние 10 лет проекта.
Если присмотреться к разбивке (рис.7) оставшихся денежных доходов до 2041г. с месторождения Кашаган можно увидеть долю государства с учетом доли нацкомпании в 26% против 36% у инвестора.
В продолжении проекта Фазы 2А. Эффект/выгоду для акционеров НКОК от реализации данного проекта можно суммировать следующими пунктами:
✔ Отсутствие крупных капитальных проектов, и соответствующих обязательств по их финансированию, таких как строительство крупного наземного комплекса, бурения; по сути, только труба до берега.
✔ Не оказывает существенного влияния на извлекаемые запасы: в случае выхода на проектные 50 тыс. баррелей в сутки, эффект составит менее 20 млн. баррелей в год, которые не особо приближают достижение порога в 3 млрд. баррелей.
✔ Перенос рисков от возможных задержек в реализации проекта на КТГ.
Данный проект, ввиду его особенностей, описанных выше, выглядит как способ оттянуть крупные инвестиции, необходимые для существенного увеличения добычи на месторождении. С точки зрения инвесторов, такой подход выглядит вполне логичным, ведь они тем самым защищают долгожданные финансовые потоки от проекта. Но, устраивает ли подобный расклад Государство, особенно учитывая низкий уровень поступлений с проекта и ожидания по полномасштабному освоению месторождения? Имея на балансе огромные запасы углеводородов Кашагана инвесторам нужна решительность в отношении монетизации запасов путем вливания существенных инвестиций в освоение месторождения.
На самом деле концепция проекта в целом новаторская и полезная для Республики, НО она не должна преподноситься как основное блюдо, а лишь добавка к существующей Фазе 1 (продолжением которой он, по сути, и является). А Фаза 2 с крупными обязательствами, нацеленная на извлечение существенного объема запасов, должна давно уже идти полным ходом, как того и ждет Республика, заключившая контракт на освоение гигантского месторождения с ЛУЧШИМИ мировыми компаниями. Это, к сожалению, единственный способ для РК максимизировать выгоду в условиях текущего контракта, ведь время не на стороне республики, в том числе и в силу глобального энергоперехода.
В целом реализация масштабных нефтегазовы х проектов могли бы не только нарастить экспортный потенциал страны, но и долгосрочно обеспечить сырьем перерабатывающий кластер для увеличения новых видов продукции с добавленной стоимостью.
Экспертный канал – @EnergyNavigator
Если присмотреться к разбивке (рис.7) оставшихся денежных доходов до 2041г. с месторождения Кашаган можно увидеть долю государства с учетом доли нацкомпании в 26% против 36% у инвестора.
В продолжении проекта Фазы 2А. Эффект/выгоду для акционеров НКОК от реализации данного проекта можно суммировать следующими пунктами:
✔ Отсутствие крупных капитальных проектов, и соответствующих обязательств по их финансированию, таких как строительство крупного наземного комплекса, бурения; по сути, только труба до берега.
✔ Не оказывает существенного влияния на извлекаемые запасы: в случае выхода на проектные 50 тыс. баррелей в сутки, эффект составит менее 20 млн. баррелей в год, которые не особо приближают достижение порога в 3 млрд. баррелей.
✔ Перенос рисков от возможных задержек в реализации проекта на КТГ.
Данный проект, ввиду его особенностей, описанных выше, выглядит как способ оттянуть крупные инвестиции, необходимые для существенного увеличения добычи на месторождении. С точки зрения инвесторов, такой подход выглядит вполне логичным, ведь они тем самым защищают долгожданные финансовые потоки от проекта. Но, устраивает ли подобный расклад Государство, особенно учитывая низкий уровень поступлений с проекта и ожидания по полномасштабному освоению месторождения? Имея на балансе огромные запасы углеводородов Кашагана инвесторам нужна решительность в отношении монетизации запасов путем вливания существенных инвестиций в освоение месторождения.
На самом деле концепция проекта в целом новаторская и полезная для Республики, НО она не должна преподноситься как основное блюдо, а лишь добавка к существующей Фазе 1 (продолжением которой он, по сути, и является). А Фаза 2 с крупными обязательствами, нацеленная на извлечение существенного объема запасов, должна давно уже идти полным ходом, как того и ждет Республика, заключившая контракт на освоение гигантского месторождения с ЛУЧШИМИ мировыми компаниями. Это, к сожалению, единственный способ для РК максимизировать выгоду в условиях текущего контракта, ведь время не на стороне республики, в том числе и в силу глобального энергоперехода.
В целом реализация масштабных нефтегазовы х проектов могли бы не только нарастить экспортный потенциал страны, но и долгосрочно обеспечить сырьем перерабатывающий кластер для увеличения новых видов продукции с добавленной стоимостью.
Экспертный канал – @EnergyNavigator
За последние 3 года объемы сжиженного нефтяного газа, реализуемые через электронные торговые площадки (ЭТП), увеличились с 72 тыс. до 594 тыс. тонн. Рост объема СНГ приходится на 2021 год в связи с повышенным спросом внутреннего рынка (автотранспорт) на сжиженный газ. В Казахстане с 2019 года к 2021 году количество автотранспорта, переведенного на сжиженный газ, выросло с 140 тыс. до 314 тыс.
35,6% реализованного объема приходится на СНПС-АМГ, 23,3% на Шымкентский НПЗ, почти по 10% - КазГПЗ, Казгермунай и Павлодарский НПЗ.
Теперь Минэнерго приостановит электронные торги сжиженным газам прежним способом как минимум до 1 января 2023 года. За этот период поставка сжиженного газа на внутренний рынок будет осуществляться вне ЭТП. Предельная оптовая цена будет снижена с 38,7 тыс. до 28 тыс. тенге. Установлены предельные цены на сжиженный газ для автотранспорта. Самый дешевый газ на Западе страны в районе 50–55 тенге за литр; на Юге, ВКО и ЗКО - 60–65 тенге за литр, в Центральных и Северных регионах страны – 70–75 тенге за литр. Правда эта нагрузка ляжет на недропользователей, то есть низкие цены субсидироваться будут за счет них и возможно экономическую модель строительства новых ГПЗ нужно будет пересчитать, пока по текущей установленной цене, что растянет сроки окупаемости вложенных инвестиций. Экспертный канал - @EnergyNavigator
35,6% реализованного объема приходится на СНПС-АМГ, 23,3% на Шымкентский НПЗ, почти по 10% - КазГПЗ, Казгермунай и Павлодарский НПЗ.
Теперь Минэнерго приостановит электронные торги сжиженным газам прежним способом как минимум до 1 января 2023 года. За этот период поставка сжиженного газа на внутренний рынок будет осуществляться вне ЭТП. Предельная оптовая цена будет снижена с 38,7 тыс. до 28 тыс. тенге. Установлены предельные цены на сжиженный газ для автотранспорта. Самый дешевый газ на Западе страны в районе 50–55 тенге за литр; на Юге, ВКО и ЗКО - 60–65 тенге за литр, в Центральных и Северных регионах страны – 70–75 тенге за литр. Правда эта нагрузка ляжет на недропользователей, то есть низкие цены субсидироваться будут за счет них и возможно экономическую модель строительства новых ГПЗ нужно будет пересчитать, пока по текущей установленной цене, что растянет сроки окупаемости вложенных инвестиций. Экспертный канал - @EnergyNavigator
Кейс 🇸🇯
Нефтегазовый сектор Норвегии – основа благосостояния
наций
Норвегия последние годы активно занимается разработкой нефтегазовых
шельфовых проектов в Норвежском секторе Северного моря. Если брать данные
последних 2 лет Норвегия лидер по переводу новых объектов разведки в
коммерческий запас и объектов разработки в промышленную эксплуатацию.
Норвегия всегда была примером для многих нефтегазовых стран и добилась благосостояния благодаря системным подходам в реализации долгосрочной стратегии, прозрачности и контроля финансовых потоков от добычи нефти и газа.
Наряду с этим, Норвегия самая инновационная и зеленая страна среди
экспортеров нефтегаза, она рекордсмен по доле электромобилей в автопарке
страны. Если бы не нефтяной и газовый потенциал Норвегии (если не брать РФ),
последствия от недавного энергетического кризиса в странах Евросоюза могли бы
быть существенными, так как она является вторым по величине поставщиком
трубопроводного газа в Европу после России, на долю которого приходится до
четверти потребности ЕС.
Рост добычи нефти и газа
По официальным данным Норвежского нефтяного директората Норвегия намерена
увеличить добычу нефти до 4,33 млн баррелей нефтяного эквивалента более чем на 9% к 2024 году, чем предварительное значение 2021 года, равное 3,97 млн
баррелей благодаря росту инвестиций в крупнейший экспортный сектор страны –
нефть и газ.
В 2021 году добыча составила 102 млн кубометров нефти (642 млн баррелей) и
113 млрд кубометров газа. Рост добычи произошел благодаря пяти месторождений, которые начали коммерческую добычу в 2021 году; Дува, Име (старое месторождение, которое было перезапущено), Сольвейг, Мартин Линге в Северном море и Эрфугль в
северной части Норвежского моря. К этому можно прибавить запланированный запуск
второй фазы месторождения Йохан Свердруп в Северном море в этому году. После выхода на полную мощность на Йохана Свердрупа будет приходиться 35% добычи нефти на норвежском шельфе. Еще несколько проектов разведки и разработки находятся в портфеле, план по 8 из них уже представлен в 2021 году. Временные налоговые льготы на нефть, скорее всего, привели к увеличению проектной активности. Проекты, скорее всего, были бы реализованы и без налогового пакета, но некоторые из них были бы отложены. Продолжение 👇
Нефтегазовый сектор Норвегии – основа благосостояния
наций
Норвегия последние годы активно занимается разработкой нефтегазовых
шельфовых проектов в Норвежском секторе Северного моря. Если брать данные
последних 2 лет Норвегия лидер по переводу новых объектов разведки в
коммерческий запас и объектов разработки в промышленную эксплуатацию.
Норвегия всегда была примером для многих нефтегазовых стран и добилась благосостояния благодаря системным подходам в реализации долгосрочной стратегии, прозрачности и контроля финансовых потоков от добычи нефти и газа.
Наряду с этим, Норвегия самая инновационная и зеленая страна среди
экспортеров нефтегаза, она рекордсмен по доле электромобилей в автопарке
страны. Если бы не нефтяной и газовый потенциал Норвегии (если не брать РФ),
последствия от недавного энергетического кризиса в странах Евросоюза могли бы
быть существенными, так как она является вторым по величине поставщиком
трубопроводного газа в Европу после России, на долю которого приходится до
четверти потребности ЕС.
Рост добычи нефти и газа
По официальным данным Норвежского нефтяного директората Норвегия намерена
увеличить добычу нефти до 4,33 млн баррелей нефтяного эквивалента более чем на 9% к 2024 году, чем предварительное значение 2021 года, равное 3,97 млн
баррелей благодаря росту инвестиций в крупнейший экспортный сектор страны –
нефть и газ.
В 2021 году добыча составила 102 млн кубометров нефти (642 млн баррелей) и
113 млрд кубометров газа. Рост добычи произошел благодаря пяти месторождений, которые начали коммерческую добычу в 2021 году; Дува, Име (старое месторождение, которое было перезапущено), Сольвейг, Мартин Линге в Северном море и Эрфугль в
северной части Норвежского моря. К этому можно прибавить запланированный запуск
второй фазы месторождения Йохан Свердруп в Северном море в этому году. После выхода на полную мощность на Йохана Свердрупа будет приходиться 35% добычи нефти на норвежском шельфе. Еще несколько проектов разведки и разработки находятся в портфеле, план по 8 из них уже представлен в 2021 году. Временные налоговые льготы на нефть, скорее всего, привели к увеличению проектной активности. Проекты, скорее всего, были бы реализованы и без налогового пакета, но некоторые из них были бы отложены. Продолжение 👇
Крупные инвестиции
Ожидается, что нефтяные компании представят «десятки» новых инвестиционных планов по разведке и добыче в этом году по сравнению с восемью в 2021 году, поскольку они используют временные налоговые льготы, введенные Парламентом в 2020 году. Сочетание большого объема добычи нефти и газа из 94 месторождений, значительного спроса и высоких цен на сырьевые товары привело к исторически высокому уровню доходов государства от продажи нефти.
В 2021 году всего в разработку и освоению новых объектов на норвежском
шельфе было инвестировано около 150 миллиардов норвежских крон (около 17 млрд долларов), что несколько ниже, чем в предыдущем году. Прогнозы Норвежского
нефтяного директората показывают дополнительное сокращение инвестиций в 2022 году, прежде чем, как они снова увеличатся до 2025 года. Инвестиции
способствуют сохранению высокой и прибыльной добычи до 2030 года, после чего добыча пойдет на снижение.
Прирост ресурсов в 2021 году составил 81 млн условных метров нефтяного
эквивалента (510 млн баррелей нефтяного эквивалента). В последние годы
наблюдается устойчивый рост ресурсов, и в 2021 году был самый высокий рост с
2014 года. Ожидается, что в этом году будет пробурено 30–40 разведочных
скважин.
В то время как уровень добычи остается высоким, выбросы CO2 снижаются. Наиболее важной причиной этого является питание морских нефтегазовых объектов
электроэнергией с берега. Цель состоит в том, чтобы сократить выбросы вдвое к
2030 году по сравнению с уровнем 2005 года. В целом согласно оценкам нефтегазового директората есть возможность для хранения 80 миллиардов тонн CO2, что эквивалентно 1500 годам норвежских выбросов при нынешнем уровне.
Мы видим высокий уровень темпа освоения шельфовых проектов в Норвегии, чего
сложно сказать о Казахстане. Даже Азербайджан начал реализовать «fast track» морские проекты разведки и добычи кроме расширения мощностей существующих объектов нефтедобычи в Каспийском море.
Также достаточно аналитики и информации о Норвежском опыта можно найти в телеграмм каналах @EnergyAnalytics и @EnergyMonitor.
Экспертный канал - @EnergyNavigator
Ожидается, что нефтяные компании представят «десятки» новых инвестиционных планов по разведке и добыче в этом году по сравнению с восемью в 2021 году, поскольку они используют временные налоговые льготы, введенные Парламентом в 2020 году. Сочетание большого объема добычи нефти и газа из 94 месторождений, значительного спроса и высоких цен на сырьевые товары привело к исторически высокому уровню доходов государства от продажи нефти.
В 2021 году всего в разработку и освоению новых объектов на норвежском
шельфе было инвестировано около 150 миллиардов норвежских крон (около 17 млрд долларов), что несколько ниже, чем в предыдущем году. Прогнозы Норвежского
нефтяного директората показывают дополнительное сокращение инвестиций в 2022 году, прежде чем, как они снова увеличатся до 2025 года. Инвестиции
способствуют сохранению высокой и прибыльной добычи до 2030 года, после чего добыча пойдет на снижение.
Прирост ресурсов в 2021 году составил 81 млн условных метров нефтяного
эквивалента (510 млн баррелей нефтяного эквивалента). В последние годы
наблюдается устойчивый рост ресурсов, и в 2021 году был самый высокий рост с
2014 года. Ожидается, что в этом году будет пробурено 30–40 разведочных
скважин.
В то время как уровень добычи остается высоким, выбросы CO2 снижаются. Наиболее важной причиной этого является питание морских нефтегазовых объектов
электроэнергией с берега. Цель состоит в том, чтобы сократить выбросы вдвое к
2030 году по сравнению с уровнем 2005 года. В целом согласно оценкам нефтегазового директората есть возможность для хранения 80 миллиардов тонн CO2, что эквивалентно 1500 годам норвежских выбросов при нынешнем уровне.
Мы видим высокий уровень темпа освоения шельфовых проектов в Норвегии, чего
сложно сказать о Казахстане. Даже Азербайджан начал реализовать «fast track» морские проекты разведки и добычи кроме расширения мощностей существующих объектов нефтедобычи в Каспийском море.
Также достаточно аналитики и информации о Норвежском опыта можно найти в телеграмм каналах @EnergyAnalytics и @EnergyMonitor.
Экспертный канал - @EnergyNavigator
Forwarded from KazService
КС -> МС -> ВЦ
В Кодексе "О недрах и недропользованию" РК заменили значение "МЕСТНОЕ СОДЕРЖАНИЕ" на "ВНУТРИСТРАНОВАЯ ЦЕННОСТЬ". Меняется лишь название, сама методика подсчета меняться не будет!
Со своим предложением заменить понятие "местного содержания" на "In-Country Value" выступали некоторые инвесторы.
Инвесторы ставили в пример опыт Омана, где широко распространен термин "внутристрановой ценности". К примеру, в Казахстане не оценивается вклад (развитие казахстанского персонала, налоги и пр. вещи, чем занимается любая компания) зарубежных компаний, работающих через филиалы (в Казахстане филиалы зарубежных компаний не имеют статус юридического лица). Формально мы с этим тезисом согласны, но на протяжении долгих лет мы не наблюдаем, чтобы иностранные подрядчики реинвестировали заработанную чистую прибыль в экономику страны (завод, учебные центры). Конечно есть много казахстанских компаний, которые предпочитают строить не заводы в Казахстане, а виллы в теплых странах. Но для соблюдения интересов страны есть методика расчета уже "внутристрановой ценности".
Кстати, эти же инвесторы молчат про Оманский опыт по Единой базе поставщиков нефтегазовой отрасли - площадка, объединяющая всех заказчиков и поставщиков нефтегазовой индустрии.
Хотелось бы отметить, что британский Лорд Уэверли несколько лет набивал пороги ТШО, КПО, НКОК и КМГ с целью внедрить такую площадку в Казахстане. На тот момент цена вопроса была - $100 тыс.
В качестве альтернативы было решено применить британскую систему Achilles, но британцы сказали что будут брать ежегодную плату ($200) от поставщиков для нахождения в их системе.
В итоге остановились на системе базы-данных Alash. Некоторые операторы отказались от ее финансирования за ненадобностью.
В общем, просьбу инвесторов частично удовлетворили, заменив МС на ВЦ.
В Кодексе "О недрах и недропользованию" РК заменили значение "МЕСТНОЕ СОДЕРЖАНИЕ" на "ВНУТРИСТРАНОВАЯ ЦЕННОСТЬ". Меняется лишь название, сама методика подсчета меняться не будет!
Со своим предложением заменить понятие "местного содержания" на "In-Country Value" выступали некоторые инвесторы.
Инвесторы ставили в пример опыт Омана, где широко распространен термин "внутристрановой ценности". К примеру, в Казахстане не оценивается вклад (развитие казахстанского персонала, налоги и пр. вещи, чем занимается любая компания) зарубежных компаний, работающих через филиалы (в Казахстане филиалы зарубежных компаний не имеют статус юридического лица). Формально мы с этим тезисом согласны, но на протяжении долгих лет мы не наблюдаем, чтобы иностранные подрядчики реинвестировали заработанную чистую прибыль в экономику страны (завод, учебные центры). Конечно есть много казахстанских компаний, которые предпочитают строить не заводы в Казахстане, а виллы в теплых странах. Но для соблюдения интересов страны есть методика расчета уже "внутристрановой ценности".
Кстати, эти же инвесторы молчат про Оманский опыт по Единой базе поставщиков нефтегазовой отрасли - площадка, объединяющая всех заказчиков и поставщиков нефтегазовой индустрии.
Хотелось бы отметить, что британский Лорд Уэверли несколько лет набивал пороги ТШО, КПО, НКОК и КМГ с целью внедрить такую площадку в Казахстане. На тот момент цена вопроса была - $100 тыс.
В качестве альтернативы было решено применить британскую систему Achilles, но британцы сказали что будут брать ежегодную плату ($200) от поставщиков для нахождения в их системе.
В итоге остановились на системе базы-данных Alash. Некоторые операторы отказались от ее финансирования за ненадобностью.
В общем, просьбу инвесторов частично удовлетворили, заменив МС на ВЦ.
Росатом будет строит АЭС в Кыргызстане
На полях Всемирной выставки «Экспо-2020» в Дубае, где 20 января 2022 года состоялась презентация российских атомных технологий малой мощности, «Росатом» и Минэнерго Киргизской Республики подписали Меморандум о сотрудничестве в сооружении атомных станций малой мощности.
Меморандум предполагает развитие сотрудничества по сооружению атомной станции малой мощности на базе реакторной установки РИТМ-200Н на территории Киргизии, ядерной инфраструктуры Киргизской республики и совместную работу по повышению квалификации научно-технического персонала в различных областях мирного использования атомной энергии.
Росатом строит АЭС в Турции, Индии, Венгрии, Китае, Финляндии, Египте, Беларуси, Бангладеш, возможно в Армении, Кыргызстане и Узбекистане.
По словам экспертов в области АЭС, У Росатом наиболее привлекательное коммерческое предложение (стоимость и инновационность).
Современные реакторы российского дизайна.
Реактор ВВЭР-1200
ВВЭР-1200 отличается повышенной на 20% мощностью при сопоставимых с ВВЭР-1000 размерах оборудования, сроком службы в 60 лет, возможностью маневра мощностью в интересах энергосистемы, высоким КИУМ (90%), возможностью работать 18 месяцев без перегрузки топлива и другими улучшенными удельными показателями.
ВВЭР-ТОИ
Базируется на технических решениях проекта АЭС с ВВЭР-1200. Ряд характеристик референтного проекта АЭС с ВВЭР-1200 оптимизирован до уровня, позволяющего конкурировать на мировом рынке, как по техническим, так и по экономическим параметрам. Это оптимизация сроков (40 месяцев строительства АЭС), снижение стоимости строительства на 20%, а эксплуатационных расходов — на 10% по сравнению с проектом предыдущего поколения. Оптимизация состоит, в частности, в изменении схемы расположения парогенераторов в реакторной установке, изменении компоновки зданий и сооружений АЭС, уменьшении площади застройки и др. Срок службы блока увеличен до 60 лет. В проекте «ВВЭР-ТОИ» реализован ряд дополнительных мер безопасности по сейсмостойкости, безопасности при гипотетических тяжелых авариях. В 2019 году проект «ВВЭР-ТОИ» был признан соответствующим требованиям EUR.
БН-800
Особенности энергоблока с БН-800 – это его самозащищённость от внешних и внутренних воздействий. В проекте предусмотрены пассивные средства воздействия на реактивность, системы аварийного расхолаживания через теплообменники, поддон для сбора расплавленного топлива. Важная характеристика - нулевой натриевый пустотный эффект реактивности. Все это обеспечивает минимальную вероятность аварии с расплавлением активной зоны и выделения плутония в топливном цикле при переработке облучённого ядерного топлива.
Думаю, целесообразно независимым экспертам составить сравнительный анализ имеющихся на рынке поставщиков реакторов АЭС по безопасности, надежности, инновационности и стоимости.
Экспертный канал – @EnergyNavigator
На полях Всемирной выставки «Экспо-2020» в Дубае, где 20 января 2022 года состоялась презентация российских атомных технологий малой мощности, «Росатом» и Минэнерго Киргизской Республики подписали Меморандум о сотрудничестве в сооружении атомных станций малой мощности.
Меморандум предполагает развитие сотрудничества по сооружению атомной станции малой мощности на базе реакторной установки РИТМ-200Н на территории Киргизии, ядерной инфраструктуры Киргизской республики и совместную работу по повышению квалификации научно-технического персонала в различных областях мирного использования атомной энергии.
Росатом строит АЭС в Турции, Индии, Венгрии, Китае, Финляндии, Египте, Беларуси, Бангладеш, возможно в Армении, Кыргызстане и Узбекистане.
По словам экспертов в области АЭС, У Росатом наиболее привлекательное коммерческое предложение (стоимость и инновационность).
Современные реакторы российского дизайна.
Реактор ВВЭР-1200
ВВЭР-1200 отличается повышенной на 20% мощностью при сопоставимых с ВВЭР-1000 размерах оборудования, сроком службы в 60 лет, возможностью маневра мощностью в интересах энергосистемы, высоким КИУМ (90%), возможностью работать 18 месяцев без перегрузки топлива и другими улучшенными удельными показателями.
ВВЭР-ТОИ
Базируется на технических решениях проекта АЭС с ВВЭР-1200. Ряд характеристик референтного проекта АЭС с ВВЭР-1200 оптимизирован до уровня, позволяющего конкурировать на мировом рынке, как по техническим, так и по экономическим параметрам. Это оптимизация сроков (40 месяцев строительства АЭС), снижение стоимости строительства на 20%, а эксплуатационных расходов — на 10% по сравнению с проектом предыдущего поколения. Оптимизация состоит, в частности, в изменении схемы расположения парогенераторов в реакторной установке, изменении компоновки зданий и сооружений АЭС, уменьшении площади застройки и др. Срок службы блока увеличен до 60 лет. В проекте «ВВЭР-ТОИ» реализован ряд дополнительных мер безопасности по сейсмостойкости, безопасности при гипотетических тяжелых авариях. В 2019 году проект «ВВЭР-ТОИ» был признан соответствующим требованиям EUR.
БН-800
Особенности энергоблока с БН-800 – это его самозащищённость от внешних и внутренних воздействий. В проекте предусмотрены пассивные средства воздействия на реактивность, системы аварийного расхолаживания через теплообменники, поддон для сбора расплавленного топлива. Важная характеристика - нулевой натриевый пустотный эффект реактивности. Все это обеспечивает минимальную вероятность аварии с расплавлением активной зоны и выделения плутония в топливном цикле при переработке облучённого ядерного топлива.
Думаю, целесообразно независимым экспертам составить сравнительный анализ имеющихся на рынке поставщиков реакторов АЭС по безопасности, надежности, инновационности и стоимости.
Экспертный канал – @EnergyNavigator
