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
Президент Токаев К.К.: «Сырьевое благо превратилось в сырьевое проклятие. Мы стали менее мобильными в трансформациях»
Tengrinews
Сырьевое благо превратилось в сырьевое проклятие - Президент 21 января 2022, 13:22
Президент Касым-Жомарт Токаев заявил, что "сырьевое благо" Казахстана превратилось в "сырьевое проклятие", преобразовываясь в интересы
В рамках исследования для подготовки Атласа профессий будущего Институт статистических исследований и экономики ВШЭ России с помощью системы анализа больших данных выяснил, что Физики нужны российской экономике больше, чем программисты.
Для каждой специальности был рассчитан индекс значимости от нуля до единицы на основе анализа 80 тыс публикаций из отраслевых медиа в России и за рубежом за период 2017- 2021 гг.
В мире самыми востребованными специалистами в области естественных наук, технологий, инженерии и математики (STEM) ожидаемо оказались разработчики ПО и аналитики данных (data scientists). Но, в России их обошли физики, математики и химики.
Говорится , что существенные различия в списках обусловлены структурой национальной экономики, в частности значительной долей добывающей и обрабатывающей промышленности и сравнительно небольшим IT-сектором. Поэтому в России высок спрос и на другие инженерно-технические профессии не попавшие в мировой рейтинг, связанные с добычей ископаемых или агросектором.
Для каждой специальности был рассчитан индекс значимости от нуля до единицы на основе анализа 80 тыс публикаций из отраслевых медиа в России и за рубежом за период 2017- 2021 гг.
В мире самыми востребованными специалистами в области естественных наук, технологий, инженерии и математики (STEM) ожидаемо оказались разработчики ПО и аналитики данных (data scientists). Но, в России их обошли физики, математики и химики.
Говорится , что существенные различия в списках обусловлены структурой национальной экономики, в частности значительной долей добывающей и обрабатывающей промышленности и сравнительно небольшим IT-сектором. Поэтому в России высок спрос и на другие инженерно-технические профессии не попавшие в мировой рейтинг, связанные с добычей ископаемых или агросектором.
Блэкаут на Юге. https://lenta.ru/news/2022/01/25/electric/
Lenta.RU
В Узбекистане, Казахстане и Киргизии начались перебои с электричеством
В ряде регионов Узбекистана, Казахстана и Киргизии начались перебои с электричеством. Днем 25 января электричество отключилось в Ташкенте, Алма-Ате, Бишкеке и Оше. Казахстанские чиновники сообщили, что причина отключения выясняются. По данным узбекистанских…
Путь Узбекистана по переходу на углеродную нейтральность к 2050 году.
Техническая дорожная карта перехода электроэнергетического сектора Узбекистана на углеродную нейтральность к 2050 году разбита на три этапа: от модернизации газовых электростанций (стадия экономии топлива), перехода к низкоуглеродной (стадия балансировки) и к стадии чистого нулевого углерода. Дорожная карта разработана при поддержке ЕБРР и финансировании Японии. Это предусмотрена в Концепции Министерства энергетики на 2020–2030 годы.
Этап модернизации газового энергетического комплекса на период 2020–2030гг. предусматривает замены старых и менее эффективных станций для экономии значительного объема выбросов парниковых газов (ПГ) и обеспечения маневренности газовым электростанциям. А также, характеризуется началом внедрения в систему переменчивых возобновляемых т.е. солнечных и ветровых ресурсов и увеличением использования гидроэнергетического потенциала страны. Прогнозируется, что в период 2020-2030 гг. возобновляемые источники энергии позволят снизить потребление газа и угля, сэкономив 54 млрд. м3.
К 2030 году структура выработки электроэнергии в Узбекистане будет формирована таким образом: ТЭС на газе – 50,5%; АЭС – 14,9%; ГЭС – 10,8%; ФЭС (фотоэлектростанции) – 8,2%; ТЭС на угле - 8%; ВЭС -7,1%; Блокстанции -0,5%. Приблизительно 18 ГВт тепловой и 8 ГВт возобновляемой электроэнергии.
Продолжение внизу
Техническая дорожная карта перехода электроэнергетического сектора Узбекистана на углеродную нейтральность к 2050 году разбита на три этапа: от модернизации газовых электростанций (стадия экономии топлива), перехода к низкоуглеродной (стадия балансировки) и к стадии чистого нулевого углерода. Дорожная карта разработана при поддержке ЕБРР и финансировании Японии. Это предусмотрена в Концепции Министерства энергетики на 2020–2030 годы.
Этап модернизации газового энергетического комплекса на период 2020–2030гг. предусматривает замены старых и менее эффективных станций для экономии значительного объема выбросов парниковых газов (ПГ) и обеспечения маневренности газовым электростанциям. А также, характеризуется началом внедрения в систему переменчивых возобновляемых т.е. солнечных и ветровых ресурсов и увеличением использования гидроэнергетического потенциала страны. Прогнозируется, что в период 2020-2030 гг. возобновляемые источники энергии позволят снизить потребление газа и угля, сэкономив 54 млрд. м3.
К 2030 году структура выработки электроэнергии в Узбекистане будет формирована таким образом: ТЭС на газе – 50,5%; АЭС – 14,9%; ГЭС – 10,8%; ФЭС (фотоэлектростанции) – 8,2%; ТЭС на угле - 8%; ВЭС -7,1%; Блокстанции -0,5%. Приблизительно 18 ГВт тепловой и 8 ГВт возобновляемой электроэнергии.
Продолжение внизу
