Неопределенность в прогнозировании добычи нефти
Вчера глава Миннацэкономики Руслан Даленов заявил, что добыча нефти в Казахстане в 2021 году останется на уровне 2020 года - 86 миллионов тонн, а в 2025 году - 101 миллион тонн.
Официальный прогноз последних пяти лет показывает, что мы склонны недооценивать краткосрочную добычу нефти и переоценивать долгосрочную. На инфографике показано что желтая линия - это прогноз добычи нефти, сделанный в 2015 году. Ожидаемая добыча нефти в 2017 и 2021 годах составляла 80 млн тонн и 104 млн тонн, в то время как фактический показатель на 2017 год составил 86 млн тонн, а текущий прогноз на 2021 год - 86 млн тонн.
В 2017 году я прочитал техническую лекцию SPE «Добыча нефти в Казахстане: амбиции и реальность». Основная гипотеза заключалась в том, что мы используем пессимистический подход для краткосрочного и оптимистический подход к долгосрочному прогнозированию добычи нефти. Спустя три года я вижу, что тот же подход все еще используется.
В то время, как решение этой проблемы, я предложил использовать вероятностный метод, а не детерминированный. Детерминированный метод дает одно значение добычи нефти на будущее, тогда как вероятностный метод дает диапазон результатов: минимальный, средний и максимальный. Таким образом, неопределенность будущей добычи нефти может быть сведена к минимуму с помощью ряда возможных результатов. Например, Норвегия уже много лет использует этот подход.
Кроме того, для бюджетного планирования следует использовать вариант прогноза минимальной добычи нефти. Излишне говорить о значительном влиянии сильно отклоненного прогноза добычи нефти от фактического на бюджет страны и национальный фонд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Вчера глава Миннацэкономики Руслан Даленов заявил, что добыча нефти в Казахстане в 2021 году останется на уровне 2020 года - 86 миллионов тонн, а в 2025 году - 101 миллион тонн.
Официальный прогноз последних пяти лет показывает, что мы склонны недооценивать краткосрочную добычу нефти и переоценивать долгосрочную. На инфографике показано что желтая линия - это прогноз добычи нефти, сделанный в 2015 году. Ожидаемая добыча нефти в 2017 и 2021 годах составляла 80 млн тонн и 104 млн тонн, в то время как фактический показатель на 2017 год составил 86 млн тонн, а текущий прогноз на 2021 год - 86 млн тонн.
В 2017 году я прочитал техническую лекцию SPE «Добыча нефти в Казахстане: амбиции и реальность». Основная гипотеза заключалась в том, что мы используем пессимистический подход для краткосрочного и оптимистический подход к долгосрочному прогнозированию добычи нефти. Спустя три года я вижу, что тот же подход все еще используется.
В то время, как решение этой проблемы, я предложил использовать вероятностный метод, а не детерминированный. Детерминированный метод дает одно значение добычи нефти на будущее, тогда как вероятностный метод дает диапазон результатов: минимальный, средний и максимальный. Таким образом, неопределенность будущей добычи нефти может быть сведена к минимуму с помощью ряда возможных результатов. Например, Норвегия уже много лет использует этот подход.
Кроме того, для бюджетного планирования следует использовать вариант прогноза минимальной добычи нефти. Излишне говорить о значительном влиянии сильно отклоненного прогноза добычи нефти от фактического на бюджет страны и национальный фонд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Открытие газового месторождения в Черном море и вопросы
В минувшую пятницу президент Турции, Реджеп Тайип Эрдоган, заявил об открытии нового газового месторождения в Черном море. Размер находки - 320 млрд кубометров. Как человек, который провел пять лет обучения в Турции, я по-настоящему радуюсь этой новости и надеюсь, что это событие откроет новую «эру» в истории Турции, как сказал президент страны.
При всем этом, как технический специалист по запасам нефти и газа, я хотел бы задать несколько вопросов.
Во-первых, 320 млрд кубометров - это геологические объемы (ресурсы) или извлекаемые запасы газа? Обычно, ключевые люди или заголовки новостей объявляют геологические объемы, чтобы показать, насколько велик размер нефтяного или газового месторождения. В действительности только часть ресурсов нефти или газа может быть добыта, а оставшаяся часть останется в пласте. Для нефтяного или газового месторождения коэффициент извлечения зависит от типа коллектора и методов разработки. Например, среднее значение коэффициента извлечения для газовых месторождений в Мексиканском заливе составляет около 70%. 70% от 320 млрд кубометров составляет 224 млрд кубометров.
Во-вторых, коммерчески ли выгодна добыча на данном газовом месторождении? У нас есть десятки примеров, когда нефтегазовое месторождение было открыто и оставлено без разработки по экономическим, коммерческим или другим причинам. В качестве примера можно привести месторождение Хазар казахстанского сектора Каспийского моря. Нефтяное месторождение было открыто в 2007 году. После 12 лет оценки оператор месторождения вышел из проекта из-за нерентабельности. То же самое произошло с блоком N.
В-третьих, было ли подтверждено открытие и размер газового месторождения независимой третьей стороной? Как пример, в 2008 году Туркменистан сертифицировал газовое месторождение Осман-Йолотан независимой компанией Gaffney Cline Associates. После сертификации по мировым запасам газа Туркменистан переместился с 12 на 4 место, а запасы газа увеличились с 2,6 трлн кубометров до 19,5 трлн кубометров. . Можно сказать, что эта новость открыла для Туркменистана настоящую новую «эру». О запасах туркменского газа будет отдельный пост.
Что Вы думаете по этому поводу?
Открываю пост для комментариев.
В минувшую пятницу президент Турции, Реджеп Тайип Эрдоган, заявил об открытии нового газового месторождения в Черном море. Размер находки - 320 млрд кубометров. Как человек, который провел пять лет обучения в Турции, я по-настоящему радуюсь этой новости и надеюсь, что это событие откроет новую «эру» в истории Турции, как сказал президент страны.
При всем этом, как технический специалист по запасам нефти и газа, я хотел бы задать несколько вопросов.
Во-первых, 320 млрд кубометров - это геологические объемы (ресурсы) или извлекаемые запасы газа? Обычно, ключевые люди или заголовки новостей объявляют геологические объемы, чтобы показать, насколько велик размер нефтяного или газового месторождения. В действительности только часть ресурсов нефти или газа может быть добыта, а оставшаяся часть останется в пласте. Для нефтяного или газового месторождения коэффициент извлечения зависит от типа коллектора и методов разработки. Например, среднее значение коэффициента извлечения для газовых месторождений в Мексиканском заливе составляет около 70%. 70% от 320 млрд кубометров составляет 224 млрд кубометров.
Во-вторых, коммерчески ли выгодна добыча на данном газовом месторождении? У нас есть десятки примеров, когда нефтегазовое месторождение было открыто и оставлено без разработки по экономическим, коммерческим или другим причинам. В качестве примера можно привести месторождение Хазар казахстанского сектора Каспийского моря. Нефтяное месторождение было открыто в 2007 году. После 12 лет оценки оператор месторождения вышел из проекта из-за нерентабельности. То же самое произошло с блоком N.
В-третьих, было ли подтверждено открытие и размер газового месторождения независимой третьей стороной? Как пример, в 2008 году Туркменистан сертифицировал газовое месторождение Осман-Йолотан независимой компанией Gaffney Cline Associates. После сертификации по мировым запасам газа Туркменистан переместился с 12 на 4 место, а запасы газа увеличились с 2,6 трлн кубометров до 19,5 трлн кубометров. . Можно сказать, что эта новость открыла для Туркменистана настоящую новую «эру». О запасах туркменского газа будет отдельный пост.
Что Вы думаете по этому поводу?
Открываю пост для комментариев.
Запуск нефтегазовых проектов
Еще один комментарий к месторождению Туна-1 в Черном море. Как было объявлено, первая добыча газа ожидается в 2023 году. Запуск проекта газового месторождения через три года, возможно, выглядит довольно амбициозным и оптимистичным. Особенно, если сравнивать с запуском наших проектов, который занимает десятилетия. Однако считаю, что график разумный и есть примеры, подтверждающие его.
Одним из недавних примеров запуска проектов в ускоренном режиме является Зохр. Это крупнейшее газовое месторождение, обнаруженное в Египте и Средиземном море. Блок концессии был отдан в 2013 году, а газовое месторождение было открыто в 2015 году. Общий объем газа на глубине 1,5 кмсоставляет около 850 млрд куб. м, что более чем в 2,5 раза превышает объем месторождения Туна-1 (320 млрд куб. м).
Первая добыча газа началась в 2017 году через два года после открытия. Добыча газа в Египте увеличилась с 40 млрд куб. м в 2016 году до 65 млрд куб. м (рост на 63%). По состоянию на 2019 год страна стала нетто-экспортером газа (6 млрд куб. м) благодаря открытию огромного газового месторождения и быстрому запуску проекта за 2 года.
Интересно отметить, что тот же оператор проекта разработал одно из наших крупнейших месторождений, и запуск проекта с момента открытия занял почти два десятилетия. Главный вопрос, который я всегда задаю себе, - какой фактор, скорее всего, больше повлиял на продолжительность запуска нашего проекта от открытия до добычи: правила страны, местонахождение месторождения или компания. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Еще один комментарий к месторождению Туна-1 в Черном море. Как было объявлено, первая добыча газа ожидается в 2023 году. Запуск проекта газового месторождения через три года, возможно, выглядит довольно амбициозным и оптимистичным. Особенно, если сравнивать с запуском наших проектов, который занимает десятилетия. Однако считаю, что график разумный и есть примеры, подтверждающие его.
Одним из недавних примеров запуска проектов в ускоренном режиме является Зохр. Это крупнейшее газовое месторождение, обнаруженное в Египте и Средиземном море. Блок концессии был отдан в 2013 году, а газовое месторождение было открыто в 2015 году. Общий объем газа на глубине 1,5 кмсоставляет около 850 млрд куб. м, что более чем в 2,5 раза превышает объем месторождения Туна-1 (320 млрд куб. м).
Первая добыча газа началась в 2017 году через два года после открытия. Добыча газа в Египте увеличилась с 40 млрд куб. м в 2016 году до 65 млрд куб. м (рост на 63%). По состоянию на 2019 год страна стала нетто-экспортером газа (6 млрд куб. м) благодаря открытию огромного газового месторождения и быстрому запуску проекта за 2 года.
Интересно отметить, что тот же оператор проекта разработал одно из наших крупнейших месторождений, и запуск проекта с момента открытия занял почти два десятилетия. Главный вопрос, который я всегда задаю себе, - какой фактор, скорее всего, больше повлиял на продолжительность запуска нашего проекта от открытия до добычи: правила страны, местонахождение месторождения или компания. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Самые влиятельные люди в истории нефти и газа
Сегодня праздник всех нефтяников. Долго думал чем порадовать читателей моего канала в этот день, зная, что меня в первую очередь читают люди именно этой профессии, т. е. мои коллеги. В итоге решил составить свой собственный список выдающихся людей, которые изменили историю нефтегазовой отрасли в мире. Список, безусловно, субъективный, но думаю, по меньшей мере, он будет для вас познавательным. Итого я выбрал 5 человек, хотя выдающихся личностей в отрасли конечно же больше.
Эдвин Дрейк. Он был известен тем, что разработал новый метод добычи нефти из недр. Он изобрел новый метод бурения в 1859 году, при котором использовалась труба для предотвращения обрушения ствола скважины, что позволяло буровой установке глубже проникать в землю. Вклад Дрейка значителен, потому что данный метод колосcально увеличил глубину бурения, увеличив количество добываемой нефти. Принцип бурения, лежащий в основе этого изобретения, до сих пор используется современными нефтегазовыми компаниями.
Джон Рокфеллер. Пожалуй, самый богатый нефтяник в истории. Он известен созданием первой вертикально интегрированной компании Standard Oil, объединяющей все сегменты нефтяного бизнеса - добычу, транспортировку, переработку и маркетинг. Это был первый глобальный supply chain в нефтяной отрасли в истории, который значительно повысил эффективность всех бизнес процессов и привел к значительному сокращению расходов, и, соответственно, повышению чистой прибыли компании. Рокфеллер был пионером в этом шаге, тогда как в настоящее время уже большинство крупных международных нефтяных компаний работают по такому принципу. Так, например, Exxon Mobil, Chevron, BP, являются прямыми преемниками Standard Oil.
Людвиг Нобель. Старший брат и деловой партнёр знаменитого учредителя Нобелевской премии Альфреда Нобеля. Он же изобрел первой нефтяной танкер в 1878 г. Благодаря этому изобретению стало возможно транспортировать нефть не только по суше, но и по морским путям. Первым в мире успешным нефтяным танкером был Нобелевский «Зороастр». Нобель создал танкер в г. Линдхольмен-Мотала (Швеция) вместе со Свеном Альмквистом. Контракт на его строительство был подписан в январе 1878 года, а первый рейс он совершил в том же году из Баку в Астрахань.
Пол Гетти. Также известен как основатель Getty Oil Company. Его нововведением была коммерциализация больших нефтяных танкеров в 1960-х годах. Если Нобель изобрел танкер, то Гетти вывел их на совершенно новый уровень. Он значительно увеличил объем перевозимой в танкерах нефти, а также удлинил расстояние, которые они могли покрывать. Именно поэтому мы называем их супертанкерами. Он не первый додумался до этого, но как и Илон Маск с электрокарами, он смог масштабировать процесс до глобального уровня. Не так давно вышел интересный фильм о его жизни: «Все деньги мира». Очень рекомендую посмотреть, если вы еще этого не сделали.
Замыкает мой список Энрико Маттеи. Он ввел инновационную формулу совместных инвестиций (тип совместного контракта), которая преднамеренно стремилась устранить посредническую роль. Вместо того чтобы просто платить фиксированную плату за нефтяные концессии и затем брать на себя все бремя разработки, Маттеи предложил странам-производителям партнерство в разработке их природных ресурсов. Если до этого «семь сестринских» компаний (BP, Exxon, Gulf Oil, Mobil, Shell, Chevron и Texaco) полностью монополизировали рынок добычи в мире и диктовали свои условия Правительствам стран богатых нефтью, то Маттеи целиком поменял ход игры. Так, к примеру, он вперые предложил Правительству Ирана и Египта забирать до 75% прибыли от добычи, а не 50 % и менее, как было ранее принято. Такая политика перекочевала и в другие страны, и по факту его новаторский способ ведения переговоров с нефтедобывающими странами демонополизировал долю нефтяного рынка «семи сестринских» компаний.
Сегодня праздник всех нефтяников. Долго думал чем порадовать читателей моего канала в этот день, зная, что меня в первую очередь читают люди именно этой профессии, т. е. мои коллеги. В итоге решил составить свой собственный список выдающихся людей, которые изменили историю нефтегазовой отрасли в мире. Список, безусловно, субъективный, но думаю, по меньшей мере, он будет для вас познавательным. Итого я выбрал 5 человек, хотя выдающихся личностей в отрасли конечно же больше.
Эдвин Дрейк. Он был известен тем, что разработал новый метод добычи нефти из недр. Он изобрел новый метод бурения в 1859 году, при котором использовалась труба для предотвращения обрушения ствола скважины, что позволяло буровой установке глубже проникать в землю. Вклад Дрейка значителен, потому что данный метод колосcально увеличил глубину бурения, увеличив количество добываемой нефти. Принцип бурения, лежащий в основе этого изобретения, до сих пор используется современными нефтегазовыми компаниями.
Джон Рокфеллер. Пожалуй, самый богатый нефтяник в истории. Он известен созданием первой вертикально интегрированной компании Standard Oil, объединяющей все сегменты нефтяного бизнеса - добычу, транспортировку, переработку и маркетинг. Это был первый глобальный supply chain в нефтяной отрасли в истории, который значительно повысил эффективность всех бизнес процессов и привел к значительному сокращению расходов, и, соответственно, повышению чистой прибыли компании. Рокфеллер был пионером в этом шаге, тогда как в настоящее время уже большинство крупных международных нефтяных компаний работают по такому принципу. Так, например, Exxon Mobil, Chevron, BP, являются прямыми преемниками Standard Oil.
Людвиг Нобель. Старший брат и деловой партнёр знаменитого учредителя Нобелевской премии Альфреда Нобеля. Он же изобрел первой нефтяной танкер в 1878 г. Благодаря этому изобретению стало возможно транспортировать нефть не только по суше, но и по морским путям. Первым в мире успешным нефтяным танкером был Нобелевский «Зороастр». Нобель создал танкер в г. Линдхольмен-Мотала (Швеция) вместе со Свеном Альмквистом. Контракт на его строительство был подписан в январе 1878 года, а первый рейс он совершил в том же году из Баку в Астрахань.
Пол Гетти. Также известен как основатель Getty Oil Company. Его нововведением была коммерциализация больших нефтяных танкеров в 1960-х годах. Если Нобель изобрел танкер, то Гетти вывел их на совершенно новый уровень. Он значительно увеличил объем перевозимой в танкерах нефти, а также удлинил расстояние, которые они могли покрывать. Именно поэтому мы называем их супертанкерами. Он не первый додумался до этого, но как и Илон Маск с электрокарами, он смог масштабировать процесс до глобального уровня. Не так давно вышел интересный фильм о его жизни: «Все деньги мира». Очень рекомендую посмотреть, если вы еще этого не сделали.
Замыкает мой список Энрико Маттеи. Он ввел инновационную формулу совместных инвестиций (тип совместного контракта), которая преднамеренно стремилась устранить посредническую роль. Вместо того чтобы просто платить фиксированную плату за нефтяные концессии и затем брать на себя все бремя разработки, Маттеи предложил странам-производителям партнерство в разработке их природных ресурсов. Если до этого «семь сестринских» компаний (BP, Exxon, Gulf Oil, Mobil, Shell, Chevron и Texaco) полностью монополизировали рынок добычи в мире и диктовали свои условия Правительствам стран богатых нефтью, то Маттеи целиком поменял ход игры. Так, к примеру, он вперые предложил Правительству Ирана и Египта забирать до 75% прибыли от добычи, а не 50 % и менее, как было ранее принято. Такая политика перекочевала и в другие страны, и по факту его новаторский способ ведения переговоров с нефтедобывающими странами демонополизировал долю нефтяного рынка «семи сестринских» компаний.
Подводя итог, можно сказать, что этих людей объединяют схожие профессиональные навыки, которые основываются на нестандартном мышлении и поиске инновационных решений, а также умении принять хорошо просчитанные бизнес риски.
Коллеги, с днем нефтяника Вас! Пусть моя подборка вдохновит Вас на новые свершения в нефтегазовой отрасли Казахстана и не только!
Оставляю ссылку на chat, если Вы вдруг захотите поделиться историями и биографиями других выдающихся нефтяников в мире, и в Казахстане в частности. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Коллеги, с днем нефтяника Вас! Пусть моя подборка вдохновит Вас на новые свершения в нефтегазовой отрасли Казахстана и не только!
Оставляю ссылку на chat, если Вы вдруг захотите поделиться историями и биографиями других выдающихся нефтяников в мире, и в Казахстане в частности. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Казахстан в августе на 100% выполнил обязательства в ОПЕК+ и компенсировал "майское" перепроизводство нефти.
"В августе текущего года, по предварительным данным, среднесуточная добыча нефти составила порядка 1,345 млн баррелей в сутки. Текущие обязательства Казахстана по сокращению уровня добычи нефти на август составляют 1,397 млн баррелей в сутки. Выполнение обязательств составляет 100%", - говорится в ответе Минэнерго на запрос "Интерфакс-Казахстан".
"В связи с чем считаем, что данный уровень добычи соответствует графику компенсации", - добавили в ведомстве.
Ранее Казахстан обещал выполнить компенсировать майское перепроизводство нефти в августе и сентябре.
Казахстан с 1 мая в течение 12 дней на 3,13 млн баррелей превысил производство нефти рамках соглашения ОПЕК+. Возмещение этого объема запланировано на август-сентябрь. По его словам, таким образом, Казахстан снизит добычу нефти в июле на 23% от уровня ноября 2018 года, в августе-сентябре - на 21% и октябре-декабре - на 18%.
"В августе текущего года, по предварительным данным, среднесуточная добыча нефти составила порядка 1,345 млн баррелей в сутки. Текущие обязательства Казахстана по сокращению уровня добычи нефти на август составляют 1,397 млн баррелей в сутки. Выполнение обязательств составляет 100%", - говорится в ответе Минэнерго на запрос "Интерфакс-Казахстан".
"В связи с чем считаем, что данный уровень добычи соответствует графику компенсации", - добавили в ведомстве.
Ранее Казахстан обещал выполнить компенсировать майское перепроизводство нефти в августе и сентябре.
Казахстан с 1 мая в течение 12 дней на 3,13 млн баррелей превысил производство нефти рамках соглашения ОПЕК+. Возмещение этого объема запланировано на август-сентябрь. По его словам, таким образом, Казахстан снизит добычу нефти в июле на 23% от уровня ноября 2018 года, в августе-сентябре - на 21% и октябре-декабре - на 18%.
Число нефтегазовых установок в мире в августе впервые вырос после рекордного минимума в июле - Baker Hughes
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1050 установок против 1030 в июле.
В Канаде показатель увеличился на 21 - до 53 буровых, в Латинской Америке - на 1, до 75, в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 7, до 200, в Африке - на 6, до 62, и в Европе - на 4, до 109.
Тем не менее, в США количество установок в августе сократилось на 5 относительно предыдущего месяца - до 250. Это рекордно низкий уровень. На Ближнем Востоке число буровых упало на 4 - до 301 (минимум с февраля 2011 года).
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
В среднем в минувшем месяце в мире работало 1050 установок против 1030 в июле.
В Канаде показатель увеличился на 21 - до 53 буровых, в Латинской Америке - на 1, до 75, в Азиатско-Тихоокеанском регионе - на 7, до 200, в Африке - на 6, до 62, и в Европе - на 4, до 109.
Тем не менее, в США количество установок в августе сократилось на 5 относительно предыдущего месяца - до 250. Это рекордно низкий уровень. На Ближнем Востоке число буровых упало на 4 - до 301 (минимум с февраля 2011 года).
Среднемесячное число действующих нефтяных и газовых буровых установок в мире в 2019 году снизилось после роста по итогам двух лет подряд и составляло 2177. По итогам 2016 года был зафиксирован минимальный показатель за 17 лет - 1593 буровые. В 2014 году в мире работало максимальное с 1985 года число установок - 3578. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Прогнозы цен на нефть на 2020-2021 годы
Этот пост был сделан в конце апреля, когда цена на нефть достигла самой низкой отметки в истории (минус $40/барр. WTI). В прошлый раз я собрал и проанализировал прогнозы цен на нефть известных организаций - Всемирный банк, МВФ, Энергетическое информационное агентство США - EIA, ОПЕК, IHS Markit и Sproule. Среднегодовые прогнозы цен на Brent на 2020 составлял в диапазоне $30-$40/барр. и на 2021 - $40-$45/барр. Апдейт на сегодня - я полагаю, что диапазон прогнозов цен на нефть все еще является разумным, по крайней мере, на 2020 год. Сегодняшняя цена на нефть марки Brent составляет $40/барр. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Этот пост был сделан в конце апреля, когда цена на нефть достигла самой низкой отметки в истории (минус $40/барр. WTI). В прошлый раз я собрал и проанализировал прогнозы цен на нефть известных организаций - Всемирный банк, МВФ, Энергетическое информационное агентство США - EIA, ОПЕК, IHS Markit и Sproule. Среднегодовые прогнозы цен на Brent на 2020 составлял в диапазоне $30-$40/барр. и на 2021 - $40-$45/барр. Апдейт на сегодня - я полагаю, что диапазон прогнозов цен на нефть все еще является разумным, по крайней мере, на 2020 год. Сегодняшняя цена на нефть марки Brent составляет $40/барр. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Проект «Евразия»
В канале KazService прочитал новость о том, что «Казахстан замахнулся пробурить самую глубокую скважину в мире. Согласно проекту «Евразия» планируется бурение скважины глубиной до 15 км в Прикаспийской впадине. Ориентировочная стоимость - $500 млн. В июне 2017 года года МинЭнерго совместно с КомГео подписали меморандум с потенциальными участниками проекта Евразия. В состав вошли: КМГ-Евразия, Роснефть, SOCAR, NEOS Geosolutions, CNPC и Agip Caspian. Позднее из проекта вышли Роснефть и NEOS Geosolutions. Их место заняла Shell».
На сколько я понимаю основная цель данной инициативы получить новые данные по оценке перспектив нефтегазоносности одного из крупнейших в мире бассейнов-Прикаспийского. Данный некоммерческий проект, безусловно, имеет хорошую научную составляющую. Пробурить самую глубокую вертикальную скважину до 15 км и, пожалуй, самую дорогую ($500 млн - 210 млрд тенге) в мире - это довольно крутой и очень масштабный шаг. Но при всем моем лояльном отношении к науке, нефтянке и своей стране, мне этот шаг видится не таким уж рациональным. Это мое субъективное мнение, не претендую на истину в последней инстанции. Однако, я считаю, что инвестиции в развитие человеческого капитала - лучший способ продвигать нашу науку, особенно в сравнении с бурением самой глубокой скважины в мире.
Позвольте мне привести один пример развития человеческого капитала в Казахстане. Общие внутренние затраты на НИОКР в Казахстане в 2019 году составили 82 млрд тенге (менее $200 млн). В этой сфере работает более 20 тысяч человек, из них треть имеет ученую степень доктора или выше, чем докторская степень. Более того, общая сумма, потраченная на естественные науки, составляет около 20 млрд тенге, что составляет десятую часть бюджета проекта Евразия.
Насколько мне известно, проект «Евразия» как инициатива существует с 2013 года, предполагаемое начало бурения было в 2015 году, и, вероятно, потребуется еще много лет, чтобы воплотить идею в жизнь, помимо цены на нефть и наличия бюджета страны. Надеюсь с этим проектом все получится, конечно, но я все же думаю, что наши текущие и будущие ученые и работники сферы образования заслуживают как минимум такого же лояльного отношения со стороны государства, как и потенциальная скважина. А как думаете Вы? Ссылка на чат для комментариев. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
В канале KazService прочитал новость о том, что «Казахстан замахнулся пробурить самую глубокую скважину в мире. Согласно проекту «Евразия» планируется бурение скважины глубиной до 15 км в Прикаспийской впадине. Ориентировочная стоимость - $500 млн. В июне 2017 года года МинЭнерго совместно с КомГео подписали меморандум с потенциальными участниками проекта Евразия. В состав вошли: КМГ-Евразия, Роснефть, SOCAR, NEOS Geosolutions, CNPC и Agip Caspian. Позднее из проекта вышли Роснефть и NEOS Geosolutions. Их место заняла Shell».
На сколько я понимаю основная цель данной инициативы получить новые данные по оценке перспектив нефтегазоносности одного из крупнейших в мире бассейнов-Прикаспийского. Данный некоммерческий проект, безусловно, имеет хорошую научную составляющую. Пробурить самую глубокую вертикальную скважину до 15 км и, пожалуй, самую дорогую ($500 млн - 210 млрд тенге) в мире - это довольно крутой и очень масштабный шаг. Но при всем моем лояльном отношении к науке, нефтянке и своей стране, мне этот шаг видится не таким уж рациональным. Это мое субъективное мнение, не претендую на истину в последней инстанции. Однако, я считаю, что инвестиции в развитие человеческого капитала - лучший способ продвигать нашу науку, особенно в сравнении с бурением самой глубокой скважины в мире.
Позвольте мне привести один пример развития человеческого капитала в Казахстане. Общие внутренние затраты на НИОКР в Казахстане в 2019 году составили 82 млрд тенге (менее $200 млн). В этой сфере работает более 20 тысяч человек, из них треть имеет ученую степень доктора или выше, чем докторская степень. Более того, общая сумма, потраченная на естественные науки, составляет около 20 млрд тенге, что составляет десятую часть бюджета проекта Евразия.
Насколько мне известно, проект «Евразия» как инициатива существует с 2013 года, предполагаемое начало бурения было в 2015 году, и, вероятно, потребуется еще много лет, чтобы воплотить идею в жизнь, помимо цены на нефть и наличия бюджета страны. Надеюсь с этим проектом все получится, конечно, но я все же думаю, что наши текущие и будущие ученые и работники сферы образования заслуживают как минимум такого же лояльного отношения со стороны государства, как и потенциальная скважина. А как думаете Вы? Ссылка на чат для комментариев. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Пик мирового спроса на нефть будет пройден в начале 2020-х гг. - BP Energy Outlook 2020
В прогнозе развития мировой энергетики на период до 2050 года, опубликованном BP в понедельник, рассматриваются три возможные сценария глобального перехода к более чистым видам топлива, и все они предполагают снижение спроса на нефть в ближайшие 30 лет.
Несмотря на то, что какую-то часть периода до 2050 года спрос на нефть будет расти в рамках основных сценариев, все они предусматривают кардинальное изменение структуры энергопотребления за это время - снижение роли ископаемого топлива, которое будет компенсироваться увеличением доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и растущей электрификацией.
В "обычном" (Business-as-usual) сценарии BP, в соответствии с которым, политика правительств, технологии и социальные предпочтения будут меняться таким же образом и такими же темами, как и в недавнем прошлом, спрос на нефть восстанавливается после падения, вызванного COVID-19, и выходит на плато в начале 2020-х годов. Падение спроса на нефть в ближайшие 30 лет в рамках этого сценария составит 10%.
В двух других сценариях - "быстром" (Rapid) и "чистом" (Net Zero), предусматривающих более активные меры по борьбе с изменением климата по сравнению с "обычным", спрос на нефть так и не восстанавливается после падения в результате пандемии коронавируса.
"Быстрый" сценарий предполагает падение спроса на нефть на 55% в ближайшие 30 лет, "чистый" - на 80%. Таким образом, уровень 2019 года - 100 млн баррелей в сутки (б/с) - останется пиком потребления нефти.
Прогнозы снижения спроса на нефть обусловлены, в частности, ожиданиями повышения эффективности автомобильных перевозок и их электрификации, отмечают в BP. Во всех трех сценариях использование нефти на транспорте достигает пика в середине-конце 2020-х годов. Доля нефти в удовлетворении спроса на транспорте падает с более чем 90% в 2018 г. до примерно 80% к 2050 году в "обычном", до 40% в "быстром" и всего до 20% в "чистом" сценариях.
Сценарий нулевых выбросов или "чистый" предполагает, что меры на уровне государств будут дополняться значительными изменениями в поведении и предпочтениях общества и потребителей. В частности, речь идет о широком распространении экономики замкнутого цикла, совместного потребления, а также о переходе на низкоуглеродные источники энергии.
В прогнозе развития мировой энергетики на период до 2050 года, опубликованном BP в понедельник, рассматриваются три возможные сценария глобального перехода к более чистым видам топлива, и все они предполагают снижение спроса на нефть в ближайшие 30 лет.
Несмотря на то, что какую-то часть периода до 2050 года спрос на нефть будет расти в рамках основных сценариев, все они предусматривают кардинальное изменение структуры энергопотребления за это время - снижение роли ископаемого топлива, которое будет компенсироваться увеличением доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и растущей электрификацией.
В "обычном" (Business-as-usual) сценарии BP, в соответствии с которым, политика правительств, технологии и социальные предпочтения будут меняться таким же образом и такими же темами, как и в недавнем прошлом, спрос на нефть восстанавливается после падения, вызванного COVID-19, и выходит на плато в начале 2020-х годов. Падение спроса на нефть в ближайшие 30 лет в рамках этого сценария составит 10%.
В двух других сценариях - "быстром" (Rapid) и "чистом" (Net Zero), предусматривающих более активные меры по борьбе с изменением климата по сравнению с "обычным", спрос на нефть так и не восстанавливается после падения в результате пандемии коронавируса.
"Быстрый" сценарий предполагает падение спроса на нефть на 55% в ближайшие 30 лет, "чистый" - на 80%. Таким образом, уровень 2019 года - 100 млн баррелей в сутки (б/с) - останется пиком потребления нефти.
Прогнозы снижения спроса на нефть обусловлены, в частности, ожиданиями повышения эффективности автомобильных перевозок и их электрификации, отмечают в BP. Во всех трех сценариях использование нефти на транспорте достигает пика в середине-конце 2020-х годов. Доля нефти в удовлетворении спроса на транспорте падает с более чем 90% в 2018 г. до примерно 80% к 2050 году в "обычном", до 40% в "быстром" и всего до 20% в "чистом" сценариях.
Сценарий нулевых выбросов или "чистый" предполагает, что меры на уровне государств будут дополняться значительными изменениями в поведении и предпочтениях общества и потребителей. В частности, речь идет о широком распространении экономики замкнутого цикла, совместного потребления, а также о переходе на низкоуглеродные источники энергии.
Как Литва снизила импорт газа из России и цену на газ
В прошлом месяце «Казправда» опубликовала статью Ляззат Киинова о цене на газ и необходимости повышения цен. Обоснованием для данной необходимсти стало устаревание существующей газовой инфраструктуры и необходимость модернизации мощностей. Как утверждал автор, в противном случае могут возникнуть проблемы с безопасностью и дефицит газа. Я полностью согласен с тем, что безопасность - это первое и главное, но вот на счет дефицита газа сомневаюсь. Тем не менее, эта история мне напомнила случай с ценой на газ в Литве, и мой сегодняшний пост будет об этом.
Литва, в отличие от Казахстана, не имеет ресурсов в виде нефти и газа, а ее энергетический сектор в значительной степени зависит от импорта ископаемого топлива. На протяжении многих десятилетий «Газпром» был единственным поставщиком газа. Ситуация изменилась, когда Литва приняла новую стратегию энергетической независимости в 2012 году. Одной из стратегических инициатив было строительство собственного плавучего хранилища и терминала регазификации сжиженного природного газа и второго газопровода. Завершение этих проектов позволило стране приобрести природный газ на международном рынке, устранив монополию в этом секторе и создав конкуренцию.
Терминал под названием «Клайпеда», что означает «независимость», был завершен в 2014 году и сдан в эксплуатацию в 2015 году. Стоимость строительства составила около 128 млн долларов США, в основном за счет средств государства. Терминал может повторно газифицировать 4 млрд кубометров газа и может увеличить мощность до 5,4 млрд кубометров к 2021 году. Текущее годовое потребление газа Литвой составляет 2,2 млрд кубометров.
В том же году, когда строительство терминала было завершено, Литва отменила переговоры с «Газпромом» о долгосрочном контракте, по которому цену на газ планировалось повысить на 20%. В результате создания альтернативного маршрута импорта газа «Газпром» согласился снизить цену на газ на 23% и сократить объем поставки вдвое. Оставшаяся половина теперь поставляется норвежской компанией Equinor СПГ по долгосрочному контракту. Equinor может полностью поставить 4 млрд куб. м газа в год. Кроме того, Литва теперь может покупать СПГ у любого поставщика в дополнение к существующим обязательствам перед Equinor.
Избыток газа может быть экспортирован в страны Прибалтики и Скандинавии с помощью трубопроводов Балтиконнектор и GIPL. С таким планом Литва станет региональным центром СПГ.
Ценовой эффект: в 4 квартале 2014 года цена на газ в Литве за тысячу кубометров составила 408 евро, цена поставки Газпрома - 394 евро. С 2015 года цены на литовский газ снизились до 200 евро в связи со снижением мировых цен на нефть и запуском терминала регазификации СПГ.
Технологии: Литва стала пятой страной в мире, применившей технологию плавучего хранения и регазификации сжиженного природного газа.
Для чего я все это рассказываю? Мораль сей басни такова, что расторжение контракта с Газпромом и установка терминала для СПГ были очень успешной долгосрочной стратегией для энергетической независимости страны.
В связи с чем, я все же спешу не согласиться со стратегией повышения цен на газ на внутреннем рынке. Намного дальновиднее с точки зрения ситуации в Казахстане, последовать примеру Литвы и разработать альтернативную стратегию. На мой взгляд она должна выражаться в следующих шагах:
1) Новые или дополнительные переговоры с заинтересованными странами по поводу изменения маршрутов поставок;
2) Унификация экспортной цены на газ. Казахстан ставит разные цены на газ для разных стран, которые могут варьироваться в диапазоне от 15 до 200 $ за кубометр. Выгоднее установить единую планку на мой взгляд;
3) После унификации можно задуматься о повышения цен на экспорт газа в целом;
4) Увеличение добычи газа.
Буду рад услышать Ваше мнение на этот счет в чате.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
В прошлом месяце «Казправда» опубликовала статью Ляззат Киинова о цене на газ и необходимости повышения цен. Обоснованием для данной необходимсти стало устаревание существующей газовой инфраструктуры и необходимость модернизации мощностей. Как утверждал автор, в противном случае могут возникнуть проблемы с безопасностью и дефицит газа. Я полностью согласен с тем, что безопасность - это первое и главное, но вот на счет дефицита газа сомневаюсь. Тем не менее, эта история мне напомнила случай с ценой на газ в Литве, и мой сегодняшний пост будет об этом.
Литва, в отличие от Казахстана, не имеет ресурсов в виде нефти и газа, а ее энергетический сектор в значительной степени зависит от импорта ископаемого топлива. На протяжении многих десятилетий «Газпром» был единственным поставщиком газа. Ситуация изменилась, когда Литва приняла новую стратегию энергетической независимости в 2012 году. Одной из стратегических инициатив было строительство собственного плавучего хранилища и терминала регазификации сжиженного природного газа и второго газопровода. Завершение этих проектов позволило стране приобрести природный газ на международном рынке, устранив монополию в этом секторе и создав конкуренцию.
Терминал под названием «Клайпеда», что означает «независимость», был завершен в 2014 году и сдан в эксплуатацию в 2015 году. Стоимость строительства составила около 128 млн долларов США, в основном за счет средств государства. Терминал может повторно газифицировать 4 млрд кубометров газа и может увеличить мощность до 5,4 млрд кубометров к 2021 году. Текущее годовое потребление газа Литвой составляет 2,2 млрд кубометров.
В том же году, когда строительство терминала было завершено, Литва отменила переговоры с «Газпромом» о долгосрочном контракте, по которому цену на газ планировалось повысить на 20%. В результате создания альтернативного маршрута импорта газа «Газпром» согласился снизить цену на газ на 23% и сократить объем поставки вдвое. Оставшаяся половина теперь поставляется норвежской компанией Equinor СПГ по долгосрочному контракту. Equinor может полностью поставить 4 млрд куб. м газа в год. Кроме того, Литва теперь может покупать СПГ у любого поставщика в дополнение к существующим обязательствам перед Equinor.
Избыток газа может быть экспортирован в страны Прибалтики и Скандинавии с помощью трубопроводов Балтиконнектор и GIPL. С таким планом Литва станет региональным центром СПГ.
Ценовой эффект: в 4 квартале 2014 года цена на газ в Литве за тысячу кубометров составила 408 евро, цена поставки Газпрома - 394 евро. С 2015 года цены на литовский газ снизились до 200 евро в связи со снижением мировых цен на нефть и запуском терминала регазификации СПГ.
Технологии: Литва стала пятой страной в мире, применившей технологию плавучего хранения и регазификации сжиженного природного газа.
Для чего я все это рассказываю? Мораль сей басни такова, что расторжение контракта с Газпромом и установка терминала для СПГ были очень успешной долгосрочной стратегией для энергетической независимости страны.
В связи с чем, я все же спешу не согласиться со стратегией повышения цен на газ на внутреннем рынке. Намного дальновиднее с точки зрения ситуации в Казахстане, последовать примеру Литвы и разработать альтернативную стратегию. На мой взгляд она должна выражаться в следующих шагах:
1) Новые или дополнительные переговоры с заинтересованными странами по поводу изменения маршрутов поставок;
2) Унификация экспортной цены на газ. Казахстан ставит разные цены на газ для разных стран, которые могут варьироваться в диапазоне от 15 до 200 $ за кубометр. Выгоднее установить единую планку на мой взгляд;
3) После унификации можно задуматься о повышения цен на экспорт газа в целом;
4) Увеличение добычи газа.
Буду рад услышать Ваше мнение на этот счет в чате.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Самые богатые страны мира
Сайт Howmuch.net создает уникальную, красивую и простую для понимания инфографику, которая помогает лучше понять бизнес процессы в мире. Тут есть материал на тему инвестиций, монетарной политики, недвижимости, торговли, криптовалюты, рынка труда и многое другое. 2 дня назад вышел новый материал о самых богатых странах мира в 2020 году. Инфографика основана на данных МВФ о показателях ВВП на душу населения по паритету покупательной способности (ППС). Визуализация разбивает данные по странам, регионам и материкам. Как Вы уже поняли, данный материал привлек мое внимание.
И так. Всего в списке 192 страны. Первая десятка самых богатых стран предсказуемо состоит из стран богатых нефтью и газом - Катар (1-е), Бруней (6-е), Норвегия (7-е), ОАЭ (8-е) и Кувейт (9-е). Казахстан при этом в эту десятку очевидно не входит. Более того, он занимает 57-е место среди 192 стран.
Давайте разбираться почему Казахстан так далеко от этой десятки, хотя по объему добычи нефти в мире Казахстан занял 12 место в прошлом году согласно статистическим данным BP за 2019 год. С технической стороны, Казахстан в настоящее время добывает больше нефти, чем Катар, Норвегия и Бруней. И добывает больше газа, чем Бруней и Кувейт. Поскольку мы говорим о ВВП на душу населения, численность играет здесь такую же важную роль. По численности населения Казахстан вдвое больше ОАЭ, в три раза больше Норвегии, в четыре раза больше Катара, в шесть раз больше Кувейта, и в сорок раз больше Брунея. Помимо этого, надо также учитывать, что вышеуказанные ведущие страны добывают в основном нефть и газ. В то время как Казахстан, помимо нефти и газа, добывает уголь, уран, золото, металлы и производит сельскохозяйственную продукцию. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Сайт Howmuch.net создает уникальную, красивую и простую для понимания инфографику, которая помогает лучше понять бизнес процессы в мире. Тут есть материал на тему инвестиций, монетарной политики, недвижимости, торговли, криптовалюты, рынка труда и многое другое. 2 дня назад вышел новый материал о самых богатых странах мира в 2020 году. Инфографика основана на данных МВФ о показателях ВВП на душу населения по паритету покупательной способности (ППС). Визуализация разбивает данные по странам, регионам и материкам. Как Вы уже поняли, данный материал привлек мое внимание.
И так. Всего в списке 192 страны. Первая десятка самых богатых стран предсказуемо состоит из стран богатых нефтью и газом - Катар (1-е), Бруней (6-е), Норвегия (7-е), ОАЭ (8-е) и Кувейт (9-е). Казахстан при этом в эту десятку очевидно не входит. Более того, он занимает 57-е место среди 192 стран.
Давайте разбираться почему Казахстан так далеко от этой десятки, хотя по объему добычи нефти в мире Казахстан занял 12 место в прошлом году согласно статистическим данным BP за 2019 год. С технической стороны, Казахстан в настоящее время добывает больше нефти, чем Катар, Норвегия и Бруней. И добывает больше газа, чем Бруней и Кувейт. Поскольку мы говорим о ВВП на душу населения, численность играет здесь такую же важную роль. По численности населения Казахстан вдвое больше ОАЭ, в три раза больше Норвегии, в четыре раза больше Катара, в шесть раз больше Кувейта, и в сорок раз больше Брунея. Помимо этого, надо также учитывать, что вышеуказанные ведущие страны добывают в основном нефть и газ. В то время как Казахстан, помимо нефти и газа, добывает уголь, уран, золото, металлы и производит сельскохозяйственную продукцию. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
А теперь представляем себя знатоками из «Что? Где? Когда?». Внимание вопрос.
Почему при всех вышеописанных фактах, Казахстан находится на 57 месте в данном рейтинге?
Почему при всех вышеописанных фактах, Казахстан находится на 57 месте в данном рейтинге?
Anonymous Poll
2%
Мы еще молодое государство. Все будет хорошо.
8%
Отсутствие доступа к морю.
19%
Неэффективное использование природных ресурсов.
71%
Коррупция, коррупция и еще раз коррупция.
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Страны-лидеры по добыче нефти за 1965-2018 гг. в баррелях в сутки © 2020 [Oil & Gas Analytics]
К концу 2022 года число нефтегазовых компаний, подавших заявления о банкротстве в США, может достичь 190 компаний - Rystad Energy
Нефтегазовый сектор США еще не встал на ноги после кризиса, вызванного вспышкой коронавируса пишет Financial Times, опровергая заявление президента США Дональда Трампа об обратном. "Мы были очень близки к тому, чтобы потерять очень сильную, великую отрасль. И мы проделали работу. [...] Мы вернулись и теперь просто продолжим расти", - сказал Трамп в конце июля, выступая в Техасе.
В августе о банкротстве объявили 16 нефтегазовых компаний, как и месяцем ранее, свидетельствуют данные юридической компании Haynes and Boone. За последние восемь месяцев за защитой от кредиторов обратились добывающие компании, общий долг которых составляет примерно $85 млрд. "Мы продолжаем наблюдать устойчивый поток банкротств производителей нефти и газа, а также нефтесервисных компаний. И мы не ожидаем скорого прекращения этого потока, особенно в нефтесервисном секторе", - отмечает партнер Haynes and Boone Шарльз Бэкхем. Он считает, что число заявлений о банкротстве нефтесервисных компаний значительно возрастет в ближайшие месяцы.
Если нефтяные цены сохранятся вблизи нынешнего уровня, при котором WTI торгуется в районе $40 за баррель, к концу 2022 года число операторов, подавших заявления о банкротстве в соответствии с главой 11 Кодекса о банкротстве США, может достичь 190 компаний, прогнозирует Rystad Energy. Это число сопоставимо с общим количеством банкротств в отрасли в 2014-2019 гг.
Нефтедобывающий сектор в США пострадал в первые месяцы пандемии на фоне падения мирового спроса на нефть на треть, отмечает FT. Добывающие компании начали сокращать производство в попытке снизить расходы. С тех пор нефтяные цены частично восстановились, однако отрасль продолжает испытывать трудности.
Помимо этого, в результате нынешнего кризиса значительные потери могут понести кредиторы. По оценке Moody's, уровень взыскания долгов будет находиться между отметкой 2015 года (21%) и 2016 года (50%), что намного ниже среднего значения с 1987 года - 58%. Компании, вышедшие из процедуры банкротства, рискуют оказаться в совершенно иных условиях по сравнению с докризисными и, в том числе, столкнуться с ограниченным доступом к капиталу. "Инвесторы не хотят брать на себя такие же риски, как раньше, потому что прогнозы изменились", - сказал управляющий директор RS Energy Group Эндрю Гиллик. Пять лет назад рынок ожидал роста нефтяных цен и усиленной активности по слияниям и поглощениям (M&A).
Единственное, с чем согласны инвесторы, это необходимость консолидации сектора, отмечает FT. Однако они не будут проводить консолидацию, пока компании не поправят свое финансовое положение, что означает продолжение волны банкротств. Пока только Chevron Corp. (SPB: CVX) заключила крупную сделку о покупке Noble Energy (SPB: NBL) Inc. за $5 млрд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Нефтегазовый сектор США еще не встал на ноги после кризиса, вызванного вспышкой коронавируса пишет Financial Times, опровергая заявление президента США Дональда Трампа об обратном. "Мы были очень близки к тому, чтобы потерять очень сильную, великую отрасль. И мы проделали работу. [...] Мы вернулись и теперь просто продолжим расти", - сказал Трамп в конце июля, выступая в Техасе.
В августе о банкротстве объявили 16 нефтегазовых компаний, как и месяцем ранее, свидетельствуют данные юридической компании Haynes and Boone. За последние восемь месяцев за защитой от кредиторов обратились добывающие компании, общий долг которых составляет примерно $85 млрд. "Мы продолжаем наблюдать устойчивый поток банкротств производителей нефти и газа, а также нефтесервисных компаний. И мы не ожидаем скорого прекращения этого потока, особенно в нефтесервисном секторе", - отмечает партнер Haynes and Boone Шарльз Бэкхем. Он считает, что число заявлений о банкротстве нефтесервисных компаний значительно возрастет в ближайшие месяцы.
Если нефтяные цены сохранятся вблизи нынешнего уровня, при котором WTI торгуется в районе $40 за баррель, к концу 2022 года число операторов, подавших заявления о банкротстве в соответствии с главой 11 Кодекса о банкротстве США, может достичь 190 компаний, прогнозирует Rystad Energy. Это число сопоставимо с общим количеством банкротств в отрасли в 2014-2019 гг.
Нефтедобывающий сектор в США пострадал в первые месяцы пандемии на фоне падения мирового спроса на нефть на треть, отмечает FT. Добывающие компании начали сокращать производство в попытке снизить расходы. С тех пор нефтяные цены частично восстановились, однако отрасль продолжает испытывать трудности.
Помимо этого, в результате нынешнего кризиса значительные потери могут понести кредиторы. По оценке Moody's, уровень взыскания долгов будет находиться между отметкой 2015 года (21%) и 2016 года (50%), что намного ниже среднего значения с 1987 года - 58%. Компании, вышедшие из процедуры банкротства, рискуют оказаться в совершенно иных условиях по сравнению с докризисными и, в том числе, столкнуться с ограниченным доступом к капиталу. "Инвесторы не хотят брать на себя такие же риски, как раньше, потому что прогнозы изменились", - сказал управляющий директор RS Energy Group Эндрю Гиллик. Пять лет назад рынок ожидал роста нефтяных цен и усиленной активности по слияниям и поглощениям (M&A).
Единственное, с чем согласны инвесторы, это необходимость консолидации сектора, отмечает FT. Однако они не будут проводить консолидацию, пока компании не поправят свое финансовое положение, что означает продолжение волны банкротств. Пока только Chevron Corp. (SPB: CVX) заключила крупную сделку о покупке Noble Energy (SPB: NBL) Inc. за $5 млрд. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Доброго времени суток всем!
Мой коллега ищет геолога, геофизика, инженера по разработке месторождений и экономиста специализирующегося на оценке запасов по международным стандартам с опытом работы не менее 5 лет. Нужны кандидаты в настоящее время не работающие в нефтегазовом секторе.
Буду благодарен за репост. Контакты для связи: oil.gas.jobs.projects@gmail.com; +7 775 885 19 22.
Мой коллега ищет геолога, геофизика, инженера по разработке месторождений и экономиста специализирующегося на оценке запасов по международным стандартам с опытом работы не менее 5 лет. Нужны кандидаты в настоящее время не работающие в нефтегазовом секторе.
Буду благодарен за репост. Контакты для связи: oil.gas.jobs.projects@gmail.com; +7 775 885 19 22.
🌊Ормузский пролив - очень узкий пролив, с Оманским заливом на юго-востоке, Персидским заливом на юго-западе, Ираном на северном побережье и ОАЭ на южном побережье.
🛢 Примерно 90% нефти из региона Персидского залива доставляется на мировые рынки через Ормузский пролив. За последние годы через него проходит в районе 20 млн баррелей нефти в сутки, что составляет около 20% мирового потребления или 30% поставок нефти морским путем. Основная часть поставок принадлежит странам ОПЕК. Помимо этого, Катар, один из крупнейших в мире экспортеров сжиженного природного газа (СПГ), отправляет через пролив практически всю свою продукцию СПГ.
Кроме того, пролив расположен близко к точкам геополитического напряжения. При упоминании атаки на Иран из-за ядерной программы, страна угрожает закрыть Ормузский пролив и регулярно проводит морские учения. Например, в марте 2024 года Китай провел совместные военные учения с Россией и Ираном в Оманском заливе, недалеко от входа в Персидский залив.
📈 Эксперты ожидают роста роли Ормузского пролива в мировой энергетике, особенно с увеличением доли ОПЕК в добыче нефти и производстве СПГ Катаром и Ираном, что привлекает внимание инвесторов после бойкота российской нефти в 2022 году.
Если альтернативы для поставок нефти очень малы, то альтернативы для поставок сжиженному природному газу, СПГ, вообще нет. Из региона по всему миру через пролив поставляется 20% СПГ мирового спроса. Страшно даже подумать на сколько цены на нефть и СПГ вырастут в случае остановки или движения транспорта, и что произойдет с мировой экономикой.
На текущий момент мы замечаем, что геополитическая нестабильность на Ближнем Востоке и уменьшение поставок нефти из Мексики влияют к колебаниям цен на нефть и СПГ.
Сегодня Ормузский пролив, где иранский флот, американский флот и флот союзников следуют друг за другом и где постоянно происходят события или конфликты, является таким важным.
Сегодня хотел напомнить Вам об Ормузском проливе, воротах в океаны Персидского залива, и его важности.
🔵 https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Кроме того, пролив расположен близко к точкам геополитического напряжения. При упоминании атаки на Иран из-за ядерной программы, страна угрожает закрыть Ормузский пролив и регулярно проводит морские учения. Например, в марте 2024 года Китай провел совместные военные учения с Россией и Ираном в Оманском заливе, недалеко от входа в Персидский залив.
Если альтернативы для поставок нефти очень малы, то альтернативы для поставок сжиженному природному газу, СПГ, вообще нет. Из региона по всему миру через пролив поставляется 20% СПГ мирового спроса. Страшно даже подумать на сколько цены на нефть и СПГ вырастут в случае остановки или движения транспорта, и что произойдет с мировой экономикой.
На текущий момент мы замечаем, что геополитическая нестабильность на Ближнем Востоке и уменьшение поставок нефти из Мексики влияют к колебаниям цен на нефть и СПГ.
Сегодня Ормузский пролив, где иранский флот, американский флот и флот союзников следуют друг за другом и где постоянно происходят события или конфликты, является таким важным.
Сегодня хотел напомнить Вам об Ормузском проливе, воротах в океаны Персидского залива, и его важности.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Безубыточная цена на нефть
По расчетам IHS Markit, морские проекты в Мексиканском заливе безубыточны при $30 за баррель, а сланцевые - в диапазоне $45-$50. При нынешней цене на нефть около $40 за баррель, единственный бассейн в США, который выгодно добывать - это нефтяные месторождения в Мексиканском заливе.
На ваш взгляд, какая средняя цена на нефть будет безубыточной для казахстанских месторождений?
По расчетам IHS Markit, морские проекты в Мексиканском заливе безубыточны при $30 за баррель, а сланцевые - в диапазоне $45-$50. При нынешней цене на нефть около $40 за баррель, единственный бассейн в США, который выгодно добывать - это нефтяные месторождения в Мексиканском заливе.
На ваш взгляд, какая средняя цена на нефть будет безубыточной для казахстанских месторождений?
Американские нефтегазовые компании Devon и WPX ведут переговоры о слиянии - WSJ
Devon и WPX, владеющие сланцевыми активами в Пермском бассейне, обсуждают сделку в виде обмена акциями, которая приведет к созданию компании с капитализацией порядка $6 млрд. Рыночная стоимость Devon составляет $3,4 млрд, WPX - около $2,5 млрд.
Компании могут утвердить сделку уже на этой неделе. Их объединение, как ожидается, поможет им пережить период низких цен на энергоносители, усилить свои позиции на рынке, а также сократить расходы.
Эксперты ранее прогнозировали волну слияний и поглощений в секторе, поскольку небольшие и средние по размеру нефтегазовые компании, в том числе Devon и WPX, демонстрируют довольно слабые результаты в последние годы, в то время как инвесторы требуют от них более устойчивых прибылей и денежных потоков.
Тем не менее, активность в сфере M&A в нефтегазовой отрасли остается невысокой. Покупатели не готовы платить крупных премий к рыночной цене компаний, а продавцы - не готовы расставаться с активами после существенного снижения их стоимости.
Крупнейшей нефтяной сделкой в отрасли с начала пандемии стало приобретение Chevron + Noble Inc. за $5 млрд.
Devon и WPX, как и другие сланцевые компании, несут серьезные потери в результате пандемии коронавируса и вынуждены резко сокращать расходы в условиях падения цен на нефть.
Капитализация Devon превышала $50 млрд на пике, зафиксированном в 2008 году, на фоне сланцевого бума. Еще два года назад она составляла более $8 млрд.
Devon и WPX, владеющие сланцевыми активами в Пермском бассейне, обсуждают сделку в виде обмена акциями, которая приведет к созданию компании с капитализацией порядка $6 млрд. Рыночная стоимость Devon составляет $3,4 млрд, WPX - около $2,5 млрд.
Компании могут утвердить сделку уже на этой неделе. Их объединение, как ожидается, поможет им пережить период низких цен на энергоносители, усилить свои позиции на рынке, а также сократить расходы.
Эксперты ранее прогнозировали волну слияний и поглощений в секторе, поскольку небольшие и средние по размеру нефтегазовые компании, в том числе Devon и WPX, демонстрируют довольно слабые результаты в последние годы, в то время как инвесторы требуют от них более устойчивых прибылей и денежных потоков.
Тем не менее, активность в сфере M&A в нефтегазовой отрасли остается невысокой. Покупатели не готовы платить крупных премий к рыночной цене компаний, а продавцы - не готовы расставаться с активами после существенного снижения их стоимости.
Крупнейшей нефтяной сделкой в отрасли с начала пандемии стало приобретение Chevron + Noble Inc. за $5 млрд.
Devon и WPX, как и другие сланцевые компании, несут серьезные потери в результате пандемии коронавируса и вынуждены резко сокращать расходы в условиях падения цен на нефть.
Капитализация Devon превышала $50 млрд на пике, зафиксированном в 2008 году, на фоне сланцевого бума. Еще два года назад она составляла более $8 млрд.
WSJ
Shale Producers Devon Energy, WPX Energy Announce Merger
The combination of shale drillers would have a combined market value of about $6 billion and fortify them against the sharp drop in oil demand caused by the Covid-19 pandemic.
Forwarded from ENERGY ANALYTICS
Исторически крупные слияния нефти и газа имели место, когда цена на нефть долгое время оставалась низкой. Как видно на графике, в 90-е произошло много громких слияний, таких как Exxon с Mobil и BP с Amoco. Более детальную информацию можно увидеть на графике. Если Вам известны другие мега слияния, Вы также можете добавить их в комментариях к посту. Излишне говорить, что большинство нефтяных сделок в Казахстане также имели место в конце 1990-х годов.
Одна из причин сделки по слиянию заключается в том, что приобретаемая компания попадает в отрицательный денежный поток из-за накладных расходов и задолженности, а компания-покупатель имеет достаточные денежные средства. Хотя могут быть и тысячи других причин. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Одна из причин сделки по слиянию заключается в том, что приобретаемая компания попадает в отрицательный денежный поток из-за накладных расходов и задолженности, а компания-покупатель имеет достаточные денежные средства. Хотя могут быть и тысячи других причин. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
ENERGY ANALYTICS
Безубыточная цена на нефть По расчетам IHS Markit, морские проекты в Мексиканском заливе безубыточны при $30 за баррель, а сланцевые - в диапазоне $45-$50. При нынешней цене на нефть около $40 за баррель, единственный бассейн в США, который выгодно добывать…
Подведем итоги голосования. Всего в опросе проголосовало 159 человек. Большинство (85 чел./53%) проголосовало за безубыточную цену на нефть на казахстанских месторождениях в диапазоне $30-$40 за баррель. Поздно заметил, пропустил вариант диапазона $40-$50. В следующий раз постараюсь охватить все диапазоны.
Есть интересный документ, в проспекте IPO Saudi Aramco, опубликованном в 2019 году, вы можете найти, безубыточную цену на нефть для многих стран.
На графике, самая низкая цена безубыточности на нефть наблюдается на добывающих месторождениях Саудовской Аравии - средняя цена составляла менее $10. Самая высокая наблюдается на шельфе Китая - средняя цена составила $65.
Для наземных нефтяных месторождений Казахстана средний показатель составил $45, а для морских нефтяных месторождений - более $50. © 2020 [Oil & Gas Analytics]
Есть интересный документ, в проспекте IPO Saudi Aramco, опубликованном в 2019 году, вы можете найти, безубыточную цену на нефть для многих стран.
На графике, самая низкая цена безубыточности на нефть наблюдается на добывающих месторождениях Саудовской Аравии - средняя цена составляла менее $10. Самая высокая наблюдается на шельфе Китая - средняя цена составила $65.
Для наземных нефтяных месторождений Казахстана средний показатель составил $45, а для морских нефтяных месторождений - более $50. © 2020 [Oil & Gas Analytics]