🤦‍♂️ МИНИСТР СОВПАДЕНИЙ

Если бы мы вручали премии по наивности, то «Мистер Наивность 2022» точно досталась бы министру энергетики Болату Акчулакову:

— Нефтепровод работает уже 20 лет, и оборудование в морской воде со временем приходит в негодность. Поэтому, может быть, совпадение, что именно в этом году все это начало происходить. Работы ведутся. КТК, в принципе, на длительные сроки не останавливался.

Просто напомним, что в этом году впервые за двадцать лет случился — шторм, который остановил КТК по чистому совпадению сразу после начала войны. Потом случились мини времён второй мировой войны, которые чисто случайно обнаружили весной, Потом случилась случайная экологическая инспекция и случайный суд по остановке трубопровода. Теперь совершенно случайно надо заменять ВПУ, но КТК не торопится.

КТК уже сократил на 22% график отгрузок казахстанского сорта нефти CPC Blend в этом году. Российский Коммерсант писал, что... в октябре в районе терминала начинаются сезонные шторма, которые не позволят проводить работы по замене танков и сам ремонт может затянуться до... марта.

Прямо сейчас, судя по данным онлайн карты, высота волн в районе порта Новороссийск достигает 1 метра с прогнозом увеличения высоты волны до 2 метров к 27 октября.

#КТК #нефть @FINANCEkaz

Поиск баланса между импортом нефти из стран, свободных от санкций, и поиском дешевых цен стал сложной задачей для азиатских импортеров в 2022 году

S&P Global сделал одну из красивых инфографик, показывающую изменение маршрутов объемов основных стран-экспортеров нефти по сравнению с первым полугодием и 2-м кв. текущего и предыдущего года.

Из-за санкций Южная Корея и Япония существенно сократили импорт российской нефти почти в три раза во II квартале 2022 г. по сравнению со II кварталом 2021 г. — с 16 до 6 млн баррелей и с 10 до 3 млн баррелей соответственно.

Вместо этого Япония🇯🇵 увеличила импорт нефти из ОАЭ и Саудовской Аравии, в результате чего страна теперь зависит от Ближнего Востока в более чем 93% своего общего импорта сырой нефти и страна полна решимости прекратить импорт российской нефти до конца года.

Южная Корея🇰🇷 в настоящее время покупает больше у Саудовской Аравии и США, чтобы заполнить пробел в поставках из России.

За тот же период, индийские🇮🇳 нефтеперерабатывающие заводы активно закупали невостребованную в Европе нефть сорта Юралс и увеличили импорт российской нефти более чем в пять раз с 9 млн тонн до 51 млн тонн.

В Китае🇨🇳 Россия стала крупнейшим поставщиком нефти из-за ее дешевизны (от -15 до -35 долларов за баррель), что привело к сокращению импорта бразильской нефти.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Национальная нефтяная компания ОАЭ🇦🇪 ADNOC пробурила самую длинную скважину

С морского искусственного острова на месторождении Верхний Закум пробурена скважина длиной 15 240 метров. В последний раз 15-километровая скважина в проекте «Сахалин-1» на востоке России была пробурена в 2017 году. Интересно, что партнером обоих проектов является крупнейшая мировая нефтяная компания ExxonMobil.

С такими достижениями компания ADNOC ставит перед собой цель по добыче нефти в 5 млн баррелей в день к 2025 году. В настоящее время ОАЭ, крупнейшие в ОПЕК после Саудовской Аравии и Ирака, могут производить чуть более 4 млн баррелей в день.

Для сравнения, Казахстан в настоящее время добывает 1,7 млн ​​баррелей нефти в сутки и планирует достичь 2 млн баррелей в сутки после 2025 года после запуска ПБР ТШО.

В Казахстане есть так называемый госпроект «Евразия» который был инициирован еще в 2013 году и начал финансирование только в прошлом году. Проект направлен на бурение самой глубокой скважины (не путать с длиной) в 15 км в мире в Прикаспийском бассейне стоимостью до полумиллиарда долларов.

Отличие самой длинной Верхне-Закумской скважины от проектируемой самой глубокой скважины «Евразия» заключается в ее принципиальной ценности.

С аналогичными самыми длинными скважинами ОАЭ намерены увеличить добычу нефти в стране на 25% за 3 года на коммерческой основе, в то время как запланированный «самый глубокий» проект Евразии предназначен только ради геологического изучения недр и науки.

О проекте «Евразия» и его развитии я уже писал здесь.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

​Запасы нефти Казахстана

Мы гордимся тем, что являемся 9-й страной в мире по географической территории. Мы также гордимся тем, что страна на 12-м месте по запасам нефти с 30 млрд баррелей под недрами. Но так ли это?

Согласно Национальному энергетическому докладу KAZENERGY за 2015 г., распределение запасов 30 млрд барр. по недропользователям выглядит следующим образом:

1️⃣ НКОК (Кашаган): 12,1 млрд барр. (40%)
2️⃣ ТШО (Тенгиз): 6,2 млрд барр. (21%)
3️⃣ КПО (Карачаганак): 2,6 млрд барр. (8%)
4️⃣ СНПС-Актобемунайгаз: 1,5 млрд барр. (5%)
5️⃣ Мангистаумунайгаз: 0,8 млрд барр. (3%)
6️⃣ Прочие месторождения: 6,9 млрд барр. (23%)

Принимая во внимание, что запасы страны не менялись с 2007 г., а за этот период еще добыто более 10 млрд баррелей, очень странным выглядит тот факт, что согласно отчету BP Statistical Review у нас все также 30 млрд. барр., как и 15 лет назад.

Данне это агенство получает от самой страны. Хочу заметить также, что значительных открытий за это время не было. Даже заявленное в прошлом году крупнейшее за 30 лет открытие месторождение в Мангистауской области как-то пропало из информационного поля видимости.

На текущий момент не ожидается никаких новых разроботок фаз на текущих месторождениях. Также пока не утверждены новые этапы разработки Кашагана.

Думаю, пришло время оценить запасы по последним данным трезво и узнать, где мы реально находимся.

Почему это важно. Потому что довольно странно, когда страна имеет в два раза меньше запасов нефти, чем США, а по объемам добычи в 9 раз меньше. Или когда в 3 раза меньше запасов, чем у России, а добычи в 6 раз меньше.

И на последок, настало время стать более прозрачными и предсказуемыми в соответствии с долгожданным шагом 74 Плана нации от 2015 года, и избавиться от советской системы оценки запасов. Мы больше не плановая экономика.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Достоверны ли казахстанские запасы газа на госбалансе?

Недавно, председатель QazaqGaz заявил, что у Казахстана достаточно запасов газа, 3,8 трлн кубометров, которых хватит на 100 лет. По его словам, основная проблема заключается не в ресурсах, а в недостаточных мощностях по переработке газа.

Давайте проверим этот факт.

Согласно известной и широко используемой в энергетике статистике BP Statistical Review, по доказанным запасам газа Казахстан (2,3 трлн м3) находится в одном ряду с Австралией (2,4 трлн м3), Канадой (2,4 трлн м3), Алжиром (2,3 трлн м3) и Египет (2,1 трлн м3).

Однако по добыче Казахстан (32 млрд куб. м в год) производит в 5 раз меньше, чем Канада (165 млрд куб. м в год) и Австралия (143 млрд куб. м в год), в 3 раза меньше, чем Алжир (81 млрд куб. м в год), и вдвое меньше, чем Египет (58 млрд куб. м в год).

Такая большая разница между запасами и добычей для Казахстана, на мой взгляд, в основном может быть объяснена ее коммерческой частью.

И, что 3,8 трлн куб. м запасов газа в стране — это в основном технические извлекаемые объемы, подсчитанные по советской системе ГКЗ, которое не является экономическим или коммерческим с инвестиционной точки зрения.

В качестве решения, Казахстану пора перейти на долгожданную и запланированную международную систему SPE PRMS для оценки своих реальных запасов газа и оценки его коммерческой ценности в текущей ситуации.

Если газа было достаточно, то почему 2 недели назад страна так нуждалась в туркменском газе и отчаянно хотела заключить сделку хотя бы на 2 млрд кубометров в год?

К сожалению, бумажные объемы запасов не помогают покрыть дефицит газа в стране в ближайшие годы.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Еще один график, наглядно показывающий, как Индия вдруг начала активно закупать российскую нефть, не востребованную у европейских покупателей.

Объем закупаемой индийскими нефтеперерабатывающими заводами нефти увеличился в этом году в шесть раз с 9 до 50 млн тонн по сравнению с предыдущим годом.

Источник: EEAGLI

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Когда будет тревожно для экономики Казахстана?

В двух случаях: когда добыча нефти будет постоянной или начнет снижаться, как в 2010-2015 годах, или продлятся низкие цены на нефть, как в 2015-2020 годах.

Поскольку экономика страны в основном зависит от продажи нефти на экспорт, как это было в последние 30 лет.

К счастью, с 2021 года спрос на нефть и цены восстановились, и долгосрочные прогнозы относительно спроса на нефть обнадеживают.

Нас больше всего беспокоит то, как долго можно будет поддерживать текущую добычу нефти.

Пик добычи нефти для страны пришелся на 2019 год – 90 млн тонн.

С тех пор добыча нефти снижается, в 2021 году - 87,5 млн тонн, а план 2022 года - 85,7 млн ​​тонн, что, вероятно, будет снижено еще больше из-за текущих проблем с КТК и частичного простоя Кашагана.

Единственным проектом, который может существенно увеличить добычу нефти в стране, является проект ПБР ТШО. Запуск проекта ожидается в 2024 году, а полноценный после 2025 года.

Потенциальным проектом, который может поддержать/увеличить добычу нефти после 2025 года являются будущие этапы Кашагана.

Но, теоретически, если эти этапы будут утверждены в этом или следущий год, их запуск можно ожидать только после 2030 года.

На мой взгляд, это должно быть главной заботой правительства.

Один из вариантов это диверсифицировать экономику от экспортных продаж нефти, что маловероятно, либо работать с инвесторами над тем, как приступить к следующим этапам разработки Кашагана или других нефтяных месторождений и поддержать добычу нефти в стране в следующем десятилетии.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

С начало года поток газа по трубопроводам из РФ в ЕС🇪🇺 сократился на 80%

Статистика экспорта российского газа в ЕС с начала года показывает, что объем газа по «Северному потоку» существенно сократился задолго до взрыва газа на газопроводе в конце сентября.

Взрыв в «Северном потоке» выбил последний объем газового потока, который составлял 1/5 объема к началу годовых показателей.

Оставшийся поток природного газа в размере 20% от полной мощности из России продолжает поступать через «Турецкий поток» и территорию Украины в ЕС и Турцию.

На полную мощность Россия зарабатывала 10 млрд долларов в месяц за счет продажи природного газа по трубопроводам в Европу и Турцию.

На данный момент доходы РФ от продажи природного газа, вероятно, сократились до $2 млрд в месяц или на пятую часть по сравнению с предыдущим годом.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

5% акций КМГ будут выставлены на IPO. Цена за одну акцию составит 8406 тенге.

Будете покупать? Да 👍 Нет 👎

​💸 IPO КМГ. ПОКУПАТЬ ИЛИ НЕТ?

Всё опубликованное ниже не является инвестиционным советом — это лишь размышления автора @FINANCEkaz.

Если попытаться ответить на главный вопрос последних дней, покупать ли акции КазМунайГаз или нет, то краткий ответ будет — да, конечно. Объём покупки каждый для себя должен решать сам исходя из инвестиционной стратегии и целей, но иметь хотя бы одну акцию, чтобы считать акционером КМГ, звучит как хорошая идея.

С первого взгляда цена акции в 8 406 тенге кажется завышенной, ведь общая капитализация компании составляет $11 млрд, однако учитывая P/E для КМГ по расчётам коллег из @tengenomika получился 4,22 в долларах США. Для сравнения, такой же показатель для Shell составляет 4,98, а для Chevron уже 10,43. Но на самом деле оценка могла быть и куда выше, раньше КМГ целился в $18-20 млрд.

Гарантированный дивиденд в размере от 327 до 409 тенге это конечно достаточно далеко до доходности депозитов при текущей базовой ставке, но коллеги из @finmentorkz считают, что реальная дивидендная доходность будет в районе 10-14%, учитывая финансовые показатели компании. К сожалению, компания пока никак не закрепила гарантированный дивиденд документально, а только обещает это сделать.

Перспективы роста цены акции есть, особенно учитывая политическую составляющую этого размещения. Впервые за десять лет проводить IPO с элементами народного и превратить компанию во второй КазТрансОйл, мы надеемся, будет достаточно сложно, учитывая публичный резонанс.

К сожалению, риски компании также велики — основной экспортный маршрут КТК может быть перекрыт в любой момент либо санкциями, либо экологической инспекцией/минами/штормом/пингвинами. Кроме этого остаются риски «самруковского» менеджмента — если КМГ не удасться сбросить тяжелое социальное ярмо, то на неё будут продолжать вешать строительство чего угодно. Также не стоит забывать, что на внутренний рынок нефть КМГ поставляет по сниженным ценам, для поддержания цен на топливо на минимальных значениях, а также имеет в своем резерве достаточно старые месторождения. В 2020 году по данным @EnergyAnalytics КазМунайГаза добывал 9 баррелей нефти на одного сотрудника в день, тогда как Shell добывал 39 баррелей, а Chevron 72!

В плюсах — выкупленный Кашаган и достаточно прозрачная стратегия по наращиванию добычи и нефтехимии.

Покупать или нет акции КМГ и главное сколько покупать — решать только вам. @FINANCEkaz считает, что для казахстанцев это хороших шанс получить свою часть нефтяной ренты. Ваш покорный слуга и автор @FINANCEkaz обязательно купит сотню-полторы акций с верой в светлое корпоративное будущее КМГ и передаст их своим детям. Очень надеемся, что к времени их совершеннолетия — они будут стоить гораздо больше текущих $18 за бумагу.

#КМГ #НародноеIPO @FINANCEkaz

Обеспеченность доказанными запасами

Соотношение запасов к добыче является наиболее широко цитируемым из ключевых показателей для нефтегазовых компаний. Измеряется он в годах и показывает, на сколько лет компании хватит ее запасов при текущем уровне добычи. Чем выше обеспеченность добычи запасами, тем лучше. Стратегическое значение для нефтегазовых компаний поддерживать его на уровне 10 лет.

Для сравнения, у таких крупных игроков на графике индекс срока жизни запасов варьируется от 7 до 56 лет.

Saudi Aramco (56 года), Роснефть (21 лет) и Лукойл (20 лет) лидируют в списке как и в прошлом году. КМГ имеет запасы на 17 лет. Менее 10 лет запасов нефти и газа на добычу имеют Shell и Equinor по 7 лет, соответственно.

Данные доказанных запасов к добыче по оценкам на конец 2020 года. Доказанные запасы (1P) учтены по системе SEC, кроме Saudi Aramco и КМГ. Для них доказанные запасы доступны только по системе PRMS.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Сравнение соотношения количества добытых бареллей на сотрудника в нефтегазовых компаниях.

Расчет основан на среднесуточной добыче нефти и газа в 2021 году в баррелях в нефтяном эквиваленте (б.н.э.), деленной на общее количество сотрудников компаний, приведенных в инфографике.

Среднее арифметическое и медиана соотношений для всех компаний составляет 56 и 49 б.н.э. в день на одного работника.

Использованные критерии для данного анализа:

1. Все указанные крупные компании имеют подразделения по добыче (upstream) и подразделения по переработке (downstream), что позволяет их сравнить друг с другом.

2. Объем добычи газа был переведен из м3 в б.н.э.

3. Была взята именно общая численность работников компаний, поскольку численность работников в подразделениях по добыче нефти и газа была недоступна для большинства компаний.

4. Соотношение за 2020 год здесь.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Запись и презентация со свежего вебинара по оценке КМГ на канале @finmentorkz. Спасибо @finmentorkz за вебинар и оценку!

📊По оценке Halyk Finance, справедливая стоимость НК КМГ составляет $14.5 млрд или 6.7 трлн тенге, что соответствует $23.75 или 11 058 тенге за одну акцию.

📈Потенциал роста от цены размещения акций в рамках IPO на уровне 8 406 тенге (стоимость компании $11 млрд) составляет 32%. Halyk Finance рекомендует покупать акции НК КМГ.

❗️Хотя я не согласен с некоторыми данными, такими как запасы Кашагана/Карачаганака и т.д., отчет является неплохой альтернативой для оценки перед IPO КМГ.

📌Отчет об оценке прилагается.

Чистая прибыль крупнейших нефтегазовых компаний от каждого добытого барреля нефти и газа в 2021г.

Баррель нефтяного эквивалента (бнэ) – это унифицированная единица измерения, включающая в себя как показатели добычи нефти, так и газа. Добыча газа в кубических метрах (м3) пересчитывается в бнэ. Широко используемый коэффициент пересчета газа из м3 в бнэ равен 6.

Для того, чтобы соответствовать сравнениям добычи крупных нефтегазовых компаний, добыча газа КМГ также должна быть включена в ее добычу нефти.

Добыча нефти и газа «КазМунайГаз» в 2021 году составляет 0,6 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) в сутки, а не 0,444 млн бнэ, как указывается почти в каждом оценочном отчете. Цифра 0,444 млн баррелей в сутки относится только к добыче нефти.

Saudi Aramco 🇸🇦 $8,9 за бнэ
Petrobras 🇧🇷 $7,1 за бнэ
ExxonMobil 🇺🇸 $6,2 за бнэ
Shell 🇬🇧🇳🇱 $6,2 за бнэ
TotalEnergies 🇫🇷 $5,7 за бнэ
Chevron 🇺🇸 $5,2 за бнэ
КазМунайГаз 🇰🇿 $4,9 за бнэ
BP 🇬🇧 $2,7 за бнэ

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Замена нефти. Как намечтать себе новое будущее 

Мангистауская область, как известно, выпадает из списка регионов-доноров. Область, которая занимает второе место в антирейтинге с самым высоким уровне бедности; область, которая известна стачками, забастовками и бунтами. Вот там наше правительство руками нацкомпании Kazakh invest собирается реализовать новый мегапроект, открыть едва ли не новую нефть. Или — заменить ее.
 
Контракт, подписанный Казахстаном с шведской энергокомпанией Svevind Energy Group, может стать одним из крупнейших в мире в области производства водорода — на данный момент он входит в первую пятерку. Предприятие Hyrasia One планируется открыть в Мангистауской области в 2030 году, а выход на проектную мощность в два миллиона тонн водорода в год должно произойти в 2032-м. Общая стоимость проекта составит 50 миллиардов долларов.

Подчеркивается, что промышленный парк установок электролиза будет питаться от ветряных и солнечных электростанций общей мощностью около 40 гигаватт. Расположение на прикаспийских территориях, где нет недостатка ни в солнечной, ни в ветряной энергии, является наиболее удачным в географическом плане. Что касается потребления, то планируется, что основными покупателями казахстанского «зеленого водорода» будут европейские компании. Европа планирует производить на своей территории около 10 миллионов тонн водорода и еще столько же — ввозить из-за рубежа. На бумаге все это выглядит как мегапроект, уникальный для казахстанской экономики, сопоставимый по своим масштабам разве что с крупнейшими национальными месторождениями нефти и газа. Стоимость объекта вдвое превышает ежегодный объем иностранных инвестиций.

На этом красивая картинка заканчивается. Поясним. «Зеленый водород» до сих пор остается крайне сложным и проблемным источником энергии. На данный момент в мире проектируются и строятся мощности по производству «зеленого водорода» в 250 гигаватт. Но если ориентироваться на существующую инфраструктуру, то общая мощность электролизных установок в мире не превышает 200 мегаватт, то есть разница буквально на три порядка. И неудивительно: зеленый водород хорош для реализации идеи нулевого углерода, зато крайне дорог. Традиционный «серый» водород, получаемый при помощи природного газа, обходится в производстве примерно в 1 доллар за килограмм. Себестоимость «зеленого» составляет от 5 до 8 долларов за кило (по данным Международного энергетического агентства). В переводе на нефтяной эквивалент — зелёный водород стоит от 250 до 400 долларов за баррель — и это на выходе с производства. 

Дальнейшие сложности упираются в банальную физику. К примеру, для морской перевозки сжиженного природного газа достаточно температур, почти на 100 градусов превышающих температуру сжиженного водорода (-252 по Цельсию, близко к абсолютному нулю). При этом одна тонна СПГ занимает в несколько раз меньше места. Альтернатива — возить водород в аммиаке, но это сразу добавить к стоимости еще несколько долларов за килограмм. Прибавляем крайнюю опасность утечки, а также себестоимость электролиза, для которого требуются редкие металлы вроде иридия или скандия. Если рост производства водорода окажется соответствующим консервативным прогнозам, то спрос на эти материалы вырастет в разы. Что будет с ценами, можно увидеть сейчас на примере лития. 

К этому всему надо добавить стандартные проблемы мегапроектов, которые постоянно требуют нового и нового финансирования и постоянно опаздывают по срокам. На фоне всего остального это мелочь, однако с высокой вероятностью речь может пойти о дополнительных субсидиях и льготах, на которые придется раскошеливаться не только потребителям, но и принимающей стороне. Главная же проблема состоит в том, что экономика «зеленого водорода» создается в расчете на технологии, которых все еще не существует в природе. Они могут реализоваться или нет, тут вероятность как в анекдоте — 50 на 50.

Одним словом, пока мы имеем не прорыв, а крайне высокорисковый проект, который может обернуться многомиллиардным «белым слоном». Короче, будущее-то, конечно, наступит. А жить в Казахстане останется нам.