Сделки M&A в этом году ниже, чем в прошлом году, ожидаю роста в 2021 году
Сегодня Diamondback объявила о покупке QEP Resources Inc. Обе компании добывают нефть в Пермском бассейне. Сделка увеличит площади Diamondback Energy на 81,5 тыс. акров (33 тыс. гектаров) - до 429 тыс. акров (173,6 тыс. гектаров).
Общая сумма M&A в сфере нефти и газа в этом году составила $27 млрд. Сделки все еще отстают от 2019 года, но я ожидаю, что они вырастут в 2021 году. Основной сделкой прошлого года была Occidental с Anadarko на сумму $55 млрд долларов.
В прошлом году средняя цена на Brent составляла $64/б, а в этом году - $42/б.
Если знаете о других сделках этого года, прошу упомянуть их в комментариях, чтобы я мог обновить инфографик.
Сегодня Diamondback объявила о покупке QEP Resources Inc. Обе компании добывают нефть в Пермском бассейне. Сделка увеличит площади Diamondback Energy на 81,5 тыс. акров (33 тыс. гектаров) - до 429 тыс. акров (173,6 тыс. гектаров).
Общая сумма M&A в сфере нефти и газа в этом году составила $27 млрд. Сделки все еще отстают от 2019 года, но я ожидаю, что они вырастут в 2021 году. Основной сделкой прошлого года была Occidental с Anadarko на сумму $55 млрд долларов.
В прошлом году средняя цена на Brent составляла $64/б, а в этом году - $42/б.
Если знаете о других сделках этого года, прошу упомянуть их в комментариях, чтобы я мог обновить инфографик.
Forwarded from CSI Channel
CSI Energy Outlook 2020 Rus.pdf
1.3 MB
CSI Energy Outlook 2020 (разделы кликабельны)
Победители (gainers) и проигравшие (losers) компании в 2020 году
В июне прошлого года газета FT составила рейтинг компаний на основе долларовой добавленной стоимости капитала. Обновленный список этих крупнейших компаний представлен в таблице ниже. Компании, чья рыночная стоимость повысилась за 2020 год, принято называть победителями (gainers). По аналогии, компании, которые потеряли в своей стоимости по сравнению с 2019 годом, называют проигравшими (losers). Для дифференцирования компаний была принята методика, которая ранжировала компании, стоимостью не менее $ 10 млрд на начало 2020, по приросту капитала (млрд $) или, наоборот, уменьшению по сравнению с прошлым годом. Для этого использовались данные S&P Global.
Очевидно, что 2020 год для нефтегазовых компаний оказался одним из худших. Более 1/3 из 15 крупнейших мировых компаний с худшими показателями рыночной капитализации - это именно нефтегазовые компании.
Тем не менее, в настоящее время есть два положительных момента для нефтегазовых компаний, которые, скорее всего, поспособствуют росту капитала в 2021 году. Это бум онлайн-покупок и экономика Китая.
Интернет-магазины уже поднимают спрос на грузовые перевозки (и дизельное топливо) до новых высот. Более того, пост пандемическая экономика Китая в настоящее время потребляет больше нефти, чем до пандемии. Безусловно, есть еще и другие положительные факторы, но о них в будущих постах. Буду наблюдать за всеми этими процессами и делиться с Вами.
Всех с наступившим новым годом! © 2021 [Oil & Gas Analytics]
В июне прошлого года газета FT составила рейтинг компаний на основе долларовой добавленной стоимости капитала. Обновленный список этих крупнейших компаний представлен в таблице ниже. Компании, чья рыночная стоимость повысилась за 2020 год, принято называть победителями (gainers). По аналогии, компании, которые потеряли в своей стоимости по сравнению с 2019 годом, называют проигравшими (losers). Для дифференцирования компаний была принята методика, которая ранжировала компании, стоимостью не менее $ 10 млрд на начало 2020, по приросту капитала (млрд $) или, наоборот, уменьшению по сравнению с прошлым годом. Для этого использовались данные S&P Global.
Очевидно, что 2020 год для нефтегазовых компаний оказался одним из худших. Более 1/3 из 15 крупнейших мировых компаний с худшими показателями рыночной капитализации - это именно нефтегазовые компании.
Тем не менее, в настоящее время есть два положительных момента для нефтегазовых компаний, которые, скорее всего, поспособствуют росту капитала в 2021 году. Это бум онлайн-покупок и экономика Китая.
Интернет-магазины уже поднимают спрос на грузовые перевозки (и дизельное топливо) до новых высот. Более того, пост пандемическая экономика Китая в настоящее время потребляет больше нефти, чем до пандемии. Безусловно, есть еще и другие положительные факторы, но о них в будущих постах. Буду наблюдать за всеми этими процессами и делиться с Вами.
Всех с наступившим новым годом! © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Для тех, кто ищет работу, есть вакансия: Руководитель проектов СП. Подробности здесь.
Количество буровых установок во всем мире увеличилось во второй раз в декабре
Благодаря росту цен на нефть и некоторым положительным новостям о вакцине, активность в нефтегазовой отрасли постепенно растет. Статистика подсчета буровых установок, ежемесячно предоставляемая Baker Hughes, является хорошим барометром для отслеживания этого события. Средняя цена Brent в декабре составила $50 за баррель, вернувшись к уровню февраля 2020 года.
Основной рост активности буровых установок наблюдается в Латинской Америке, Канаде, на Ближнем Востоке и в США. Уменьшение количества буровых установок по-прежнему наблюдается в Европе и Африке. Существенных изменений в Азиатско-Тихоокеанском регионе по сравнению с предыдущим месяцем не произошло.
Несмотря на это, количество буровых установок по-прежнему ниже ожидании последнего десятилетия. Текущее количество буровых установок, 1104, соответствует цене нефти от $30 до $40 за баррель. Однако, корреляция на графике показывает что количество установок должно быть выше 1500 при цене $50 за баррель.
Учитывая, что для достижения баланса между количеством буровых установок и ценой на нефть требуется в среднем 3-6 месяцев, я ожидаю увеличения количества буровых установок в ближайшие месяцы как минимум на 10%. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Благодаря росту цен на нефть и некоторым положительным новостям о вакцине, активность в нефтегазовой отрасли постепенно растет. Статистика подсчета буровых установок, ежемесячно предоставляемая Baker Hughes, является хорошим барометром для отслеживания этого события. Средняя цена Brent в декабре составила $50 за баррель, вернувшись к уровню февраля 2020 года.
Основной рост активности буровых установок наблюдается в Латинской Америке, Канаде, на Ближнем Востоке и в США. Уменьшение количества буровых установок по-прежнему наблюдается в Европе и Африке. Существенных изменений в Азиатско-Тихоокеанском регионе по сравнению с предыдущим месяцем не произошло.
Несмотря на это, количество буровых установок по-прежнему ниже ожидании последнего десятилетия. Текущее количество буровых установок, 1104, соответствует цене нефти от $30 до $40 за баррель. Однако, корреляция на графике показывает что количество установок должно быть выше 1500 при цене $50 за баррель.
Учитывая, что для достижения баланса между количеством буровых установок и ценой на нефть требуется в среднем 3-6 месяцев, я ожидаю увеличения количества буровых установок в ближайшие месяцы как минимум на 10%. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Оцифровка нефтегазовых данных
Предварительная добыча нефти и конденсата в 2020 году составила 85,6 млн тонн, а добыча нефти в декабре - 6,3 млн тонн, согласно информации ТАСС со ссылкой на Минэнерго.
Информации о добыче конденсата не было. Как обычно, я сделал расчеты на основе ранее доступной информации. Учитывая, что совокупная добыча нефти и конденсата на январь-ноябрь составила 78,5 млн тонн, разница в 0,8 млн тонн должна составлять добычу конденсата в декабре.
Позвольте мне на время отложить всю эту информацию и задать несколько вопросов Министерству энергетики.
Во-первых, почему первоначальный источник информации Минэнерго не публикует эти данные на своем сайте или портале. Во-вторых, почему зарубежные информационные агентства (Интерфакс, ТАСС и др.) первыми публикуют данные о нефтегазовой отрасли Казахстана, а мы получаем информацию от них. В-третьих, когда нефтегазовая информация о Казахстане будет оцифрована и размещена на интернет-портале, доступном любому гражданину этой страны и бесплатно.
В качестве примера опубликовал опыт оцифровки нефтегазовых данных Норвегии, Великобритании и Канады. Начнем с того, что наиболее простыми и полезными будут данные о добыче нефти и газа. Давайте сделаем это вызовом 2021 года. Вы согласны со мной? © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Предварительная добыча нефти и конденсата в 2020 году составила 85,6 млн тонн, а добыча нефти в декабре - 6,3 млн тонн, согласно информации ТАСС со ссылкой на Минэнерго.
Информации о добыче конденсата не было. Как обычно, я сделал расчеты на основе ранее доступной информации. Учитывая, что совокупная добыча нефти и конденсата на январь-ноябрь составила 78,5 млн тонн, разница в 0,8 млн тонн должна составлять добычу конденсата в декабре.
Позвольте мне на время отложить всю эту информацию и задать несколько вопросов Министерству энергетики.
Во-первых, почему первоначальный источник информации Минэнерго не публикует эти данные на своем сайте или портале. Во-вторых, почему зарубежные информационные агентства (Интерфакс, ТАСС и др.) первыми публикуют данные о нефтегазовой отрасли Казахстана, а мы получаем информацию от них. В-третьих, когда нефтегазовая информация о Казахстане будет оцифрована и размещена на интернет-портале, доступном любому гражданину этой страны и бесплатно.
В качестве примера опубликовал опыт оцифровки нефтегазовых данных Норвегии, Великобритании и Канады. Начнем с того, что наиболее простыми и полезными будут данные о добыче нефти и газа. Давайте сделаем это вызовом 2021 года. Вы согласны со мной? © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Forwarded from KazService
Изучили Топ-10 нефтедобывающих компаний Казахстана, на долю которых приходится 88% всей нефтедобычи по итогам 2020 года.
По итогам 2020 года Казахстан добыл на 4.9 млн т нефти меньше или на 5.4% меньше чем в 2019 году.
Из 10 компаний компаний рост добычи наблюдается у НКОК (Кашаган) на 7.2% и КПО (Карачаганак) на 7.8%.
Сильный спад добычи замечен у Казгермунай (30.2%) и СНПС-Актобемунайгаз (18.7%).
Примечателен тот факт, что из данного списка только КПО и НКОК не платят экспортные таможенные пошлины на нефть ввиду налоговой стабильности по Соглашениям о разделе продукции, которые возможно и сказались на увеличении добычи.
По итогам 2020 года Казахстан добыл на 4.9 млн т нефти меньше или на 5.4% меньше чем в 2019 году.
Из 10 компаний компаний рост добычи наблюдается у НКОК (Кашаган) на 7.2% и КПО (Карачаганак) на 7.8%.
Сильный спад добычи замечен у Казгермунай (30.2%) и СНПС-Актобемунайгаз (18.7%).
Примечателен тот факт, что из данного списка только КПО и НКОК не платят экспортные таможенные пошлины на нефть ввиду налоговой стабильности по Соглашениям о разделе продукции, которые возможно и сказались на увеличении добычи.
Добыча конденсата
Нефть существует во многих формах, от тяжелых нефтеносных песков до сверхлегкой сланцевой нефти. Конденсат - это общий термин для описания множества потоков легкой нефти, которые варьируются от ШФЛУ (жидкости природного газа) до легкой сырой нефти.
Технически говоря, конденсат представляет собой смесь углеводородов, которые существуют в газообразном состоянии в нефтегазовом залежи, но конденсируются в атмосферных условиях. Конденсат используются в качестве топлива для нефтеперерабатывающих заводов и/или для производства этилена.
Определение конденсата в ОПЕК носит весьма политический характер, поскольку конденсаты не подпадают под квоты ОПЕК. Более того, отсутствие определения затрудняет количества конденсата, производимого в любой стране. В 1998 году ОПЕК для целей квот использовала 50° API в качестве границы между легкой сырой нефтью и конденсатом. Однако ОПЕК не публикует данные о добыче конденсата.
Каждая нефтедобывающая страна использует эти определения в своих интересах. Часто конденсаты добавляются к экспортируемой сырой нефти и не отслеживаются в системе. И это одна из причин, почему экспортеры нефти стремятся производить больше конденсата, обходя запрет на экспорт нефти.
Однако, скорее всего это не относится к Казахстану. Поскольку увеличение добычи конденсата в 2020 году было незначительным по сравнению со снижением добычи нефти из-за соглашения ОПЕК+. По официальным данным, добыча конденсата в 2020 году увеличилась на 0,7 млн т (с 11,6 до 12,6), а нефти снизилась на 5,6 млн т (с 78,6 до 73). Общее снижение на 4,9 млн т по сравнению с 2019 годом. Наибольшая добыча конденсата в 2017 году - 13,3 млн т. В 2011-2020 годах добывалось от 12 до 13 млн тонн конденсата в год. В среднем, конденсат составляет 15%, а нефть 85% от общей добычи.
Подводя итог, можно сказать, что Казахстан не может использовать преимущество добычи конденсата, так как не так много возможностей для его увеличения, чтобы компенсировать сокращение добычи нефти по соглашению ОПЕК+. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Нефть существует во многих формах, от тяжелых нефтеносных песков до сверхлегкой сланцевой нефти. Конденсат - это общий термин для описания множества потоков легкой нефти, которые варьируются от ШФЛУ (жидкости природного газа) до легкой сырой нефти.
Технически говоря, конденсат представляет собой смесь углеводородов, которые существуют в газообразном состоянии в нефтегазовом залежи, но конденсируются в атмосферных условиях. Конденсат используются в качестве топлива для нефтеперерабатывающих заводов и/или для производства этилена.
Определение конденсата в ОПЕК носит весьма политический характер, поскольку конденсаты не подпадают под квоты ОПЕК. Более того, отсутствие определения затрудняет количества конденсата, производимого в любой стране. В 1998 году ОПЕК для целей квот использовала 50° API в качестве границы между легкой сырой нефтью и конденсатом. Однако ОПЕК не публикует данные о добыче конденсата.
Каждая нефтедобывающая страна использует эти определения в своих интересах. Часто конденсаты добавляются к экспортируемой сырой нефти и не отслеживаются в системе. И это одна из причин, почему экспортеры нефти стремятся производить больше конденсата, обходя запрет на экспорт нефти.
Однако, скорее всего это не относится к Казахстану. Поскольку увеличение добычи конденсата в 2020 году было незначительным по сравнению со снижением добычи нефти из-за соглашения ОПЕК+. По официальным данным, добыча конденсата в 2020 году увеличилась на 0,7 млн т (с 11,6 до 12,6), а нефти снизилась на 5,6 млн т (с 78,6 до 73). Общее снижение на 4,9 млн т по сравнению с 2019 годом. Наибольшая добыча конденсата в 2017 году - 13,3 млн т. В 2011-2020 годах добывалось от 12 до 13 млн тонн конденсата в год. В среднем, конденсат составляет 15%, а нефть 85% от общей добычи.
Подводя итог, можно сказать, что Казахстан не может использовать преимущество добычи конденсата, так как не так много возможностей для его увеличения, чтобы компенсировать сокращение добычи нефти по соглашению ОПЕК+. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Статистика соблюдения соглашений ОПЕК+ за 2020 год
Инфографика показывает, насколько в процентном отношении страны-производители нефти выполнили соглашение ОПЕК+ в 2020 году (за 8 месяцев с мая по декабрь). Общее соблюдение всех стран составило 100%. По странам только Россия и Казахстан показали результат ниже 100%.
Инфографика показывает, насколько в процентном отношении страны-производители нефти выполнили соглашение ОПЕК+ в 2020 году (за 8 месяцев с мая по декабрь). Общее соблюдение всех стран составило 100%. По странам только Россия и Казахстан показали результат ниже 100%.
Прогноз цены Brent от Sproule (за баррель):
2021г. -> $48
2022г. -> $50
2023г. -> $55
Полный отчет о перспективах нефти и газа можно скачать здесь.
2021г. -> $48
2022г. -> $50
2023г. -> $55
Полный отчет о перспективах нефти и газа можно скачать здесь.
Краткое интервью о нынешней нефтегазовой отрасли с Газизом Абишевым (автором канала ABISHEV ANALYTICS). Интервью на казахском. Обсудили безубыточную цену на нефть, соглашение ОПЕК+, прогноз цен, запасы, будущее нефтегазовой карьеры и другие важные вопросы.
YouTube
Қазақстан мұнай өнеркәсібінің ерекшеліктері // Абзал Нарымбетов
Мұнай-газ сарапшысы Абзал Нарымбетов қазақстандық мұнай-газ саласының ерекшеліктері туралы айтты.
Абзал Нарымбетовтың Telegram-каналы: https://news.1rj.ru/str/oil_gas_analytics
Абзал Нарымбетовтың Telegram-каналы: https://news.1rj.ru/str/oil_gas_analytics
Какая страна более привлекательна для инвестиций в нефтегазовый сектор
Нефтяные компании сейчас больше сосредоточены на затратах, прибылях, а деятельность на меньшем количестве стран, чем раньше. Это означает, что странам, богатым природными ресурсами, придется как никогда раньше конкурировать за привлечение инвестиций.
Rystad Energy проанализировала, как фискальный режим каждой страны влияет на прибыльность и безубыточность разрабатываемых морских проектов по всему миру. В анализе не учитывается деятельность национальных нефтяных компаний в странах их базирования.
Согласно анализу, Великобритания получила самую высокую оценку, так как после уплаты налогов предлагает лучшие условия прибыльности для операторов с чистой приведенной стоимостью (NPV) в размере $11,1 за баррель нефтяного эквивалента (бнэ) в стране при цене на нефть $70 за баррель. Следующими идут Кувейт ($11), Канада ($8,9), США ($8) и Колумбия ($8).
Что касается безубыточности проекта, то самые низкие в Великобритании и Норвегии. Обе страны выигрывают от наличия только чистых налогов (налога на прибыль) и простой системы возмещения затрат. Такие страны, как Индонезия, Малайзия, Египет, Россия и Алжир, являются странами с высоким валовым налогом или сложными методами возмещения затрат.
Согласно анализу, Казахстан имеет такие же налоговые режимы, как Китай, Бразилия и Австралия. Правительство получает 60% от свободных денежных средств (government take), безубыточная цена на нефть составляет $35 за баррель, а инвестор может получить чистую приведенную стоимость в $7,5 за бнэ. Тем не менее, при нынешних ценах на нефть Казахстану потребуются дополнительные возможности для конкуренции с другими странами в привлечении инвестиций в нефтегазовый сектор. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Нефтяные компании сейчас больше сосредоточены на затратах, прибылях, а деятельность на меньшем количестве стран, чем раньше. Это означает, что странам, богатым природными ресурсами, придется как никогда раньше конкурировать за привлечение инвестиций.
Rystad Energy проанализировала, как фискальный режим каждой страны влияет на прибыльность и безубыточность разрабатываемых морских проектов по всему миру. В анализе не учитывается деятельность национальных нефтяных компаний в странах их базирования.
Согласно анализу, Великобритания получила самую высокую оценку, так как после уплаты налогов предлагает лучшие условия прибыльности для операторов с чистой приведенной стоимостью (NPV) в размере $11,1 за баррель нефтяного эквивалента (бнэ) в стране при цене на нефть $70 за баррель. Следующими идут Кувейт ($11), Канада ($8,9), США ($8) и Колумбия ($8).
Что касается безубыточности проекта, то самые низкие в Великобритании и Норвегии. Обе страны выигрывают от наличия только чистых налогов (налога на прибыль) и простой системы возмещения затрат. Такие страны, как Индонезия, Малайзия, Египет, Россия и Алжир, являются странами с высоким валовым налогом или сложными методами возмещения затрат.
Согласно анализу, Казахстан имеет такие же налоговые режимы, как Китай, Бразилия и Австралия. Правительство получает 60% от свободных денежных средств (government take), безубыточная цена на нефть составляет $35 за баррель, а инвестор может получить чистую приведенную стоимость в $7,5 за бнэ. Тем не менее, при нынешних ценах на нефть Казахстану потребуются дополнительные возможности для конкуренции с другими странами в привлечении инвестиций в нефтегазовый сектор. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Крупнейшие налогоплательщики Европы
Вам будет интересно узнать, когда первые 6 крупнейших налогоплательщиков в Европе на самом деле являются нефтегазовыми компаниями🛢. Ни технологические гиганты📱, ни банки💳, ни даже раскрученные компании ВИЭ🔋.
Информация основана на базе данных Bloomberg за период 2017-2019 гг. Налоговые платежи за 2020 год еще не опубликованы.
Список компаний, как показано ниже:
1. Equinor 🇳🇴: $27 млрд
2. Shell 🇳🇱+🇬🇧: $25 млрд
3. Total 🇫🇷: $17 млрд
4. Eni 🇮🇹 $17 млрд
5. Газпром 🇷🇺 $15 млрд
6. BP 🇬🇧 $15 млрд
Список основных налогоплательщиков аналогичен списку крупнейших налогоплательщиков Казахстана, который основан на добыче природных ресурсов.. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Вам будет интересно узнать, когда первые 6 крупнейших налогоплательщиков в Европе на самом деле являются нефтегазовыми компаниями🛢. Ни технологические гиганты📱, ни банки💳, ни даже раскрученные компании ВИЭ🔋.
Информация основана на базе данных Bloomberg за период 2017-2019 гг. Налоговые платежи за 2020 год еще не опубликованы.
Список компаний, как показано ниже:
1. Equinor 🇳🇴: $27 млрд
2. Shell 🇳🇱+🇬🇧: $25 млрд
3. Total 🇫🇷: $17 млрд
4. Eni 🇮🇹 $17 млрд
5. Газпром 🇷🇺 $15 млрд
6. BP 🇬🇧 $15 млрд
Список основных налогоплательщиков аналогичен списку крупнейших налогоплательщиков Казахстана, который основан на добыче природных ресурсов.. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Как минимум до 2025 года последствия плана запрета Байдена минимальны
В основном по двум причинам: нефтегазовые компании уже имеют большое количество разрешенных договоров аренды, а также наличие огромного количества пробуренных и незавершенных скважин (DUC) - 5700 скважин по состоянию на декабрь 2020г.
Цены на нефть🛢 и ограниченный доступ к капиталу💰 для бурения - это самые большие факторы, влияющие на добычу нефти в США, а не запрет на аренду земли на федеральном уровне.
В соответствии с новым запретом, основанным на независимых оценках, добыча нефти начнет снижаться после 2025 года, и к 2030 году снизится на 0,5 млн баррелей в сутки (б/с). В крайнем варианте, где если все новые бурение будут запрещены, добыча начнется снижаться с 2021 года и приведет к сокращению в Мексиканском заливе на 1,6 млн б/с к 2030 году.
Большая часть добычи, связанной с федеральных землей, поступает от морских месторождении в Мексиканском заливе (60% добычи нефти на федеральных площадях и 15% от общей добычи нефти в США, 1,9 млн б/с в 2019 году). Остальную часть составляет наземная добыча, наибольший вклад вносит штат Нью-Мексико (550 тыс. б/с), за ним следуют Вайоминг, Северная Дакота и Колорадо.
В региональном масштабе наибольшее воздействие ощутят такие штаты, как Нью-Мексико и Вайоминг, которые сильно зависят от доходов федеральных земель от добычи нефти и газа.
В ближайшей перспективе (до 2025г.) большая часть плана Байдена будет связана с добычей на шельфе, которая будет подвергаться наибольшему риску, а также с положениями и согласованиями по проектам трубопроводов. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
В основном по двум причинам: нефтегазовые компании уже имеют большое количество разрешенных договоров аренды, а также наличие огромного количества пробуренных и незавершенных скважин (DUC) - 5700 скважин по состоянию на декабрь 2020г.
Цены на нефть🛢 и ограниченный доступ к капиталу💰 для бурения - это самые большие факторы, влияющие на добычу нефти в США, а не запрет на аренду земли на федеральном уровне.
В соответствии с новым запретом, основанным на независимых оценках, добыча нефти начнет снижаться после 2025 года, и к 2030 году снизится на 0,5 млн баррелей в сутки (б/с). В крайнем варианте, где если все новые бурение будут запрещены, добыча начнется снижаться с 2021 года и приведет к сокращению в Мексиканском заливе на 1,6 млн б/с к 2030 году.
Большая часть добычи, связанной с федеральных землей, поступает от морских месторождении в Мексиканском заливе (60% добычи нефти на федеральных площадях и 15% от общей добычи нефти в США, 1,9 млн б/с в 2019 году). Остальную часть составляет наземная добыча, наибольший вклад вносит штат Нью-Мексико (550 тыс. б/с), за ним следуют Вайоминг, Северная Дакота и Колорадо.
В региональном масштабе наибольшее воздействие ощутят такие штаты, как Нью-Мексико и Вайоминг, которые сильно зависят от доходов федеральных земель от добычи нефти и газа.
В ближайшей перспективе (до 2025г.) большая часть плана Байдена будет связана с добычей на шельфе, которая будет подвергаться наибольшему риску, а также с положениями и согласованиями по проектам трубопроводов. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Ключевые выводы из нового долгосрочного прогноза энергопотребления McKinsey
1. Спрос на энергию быстро восстанавливается после COVID-19🦠, и влияние изменений в поведении из-за кризиса незначительно по сравнению с фундаментальными сдвигами, такими как электрификация🔌.
2. Спрос на электроэнергию значительно возрастает за счет прямой электрификации🔌 и использования зеленого водорода💧. К 2035 году на долю ВИЭ будет приходиться половина выработки электроэнергии⚡️.
3. Пик спроса на углеводороды наступит раньше, чем прогнозировалось (пик нефти🛢 в 2029г, газа🔥 в 2037г). Однако к 2050г. ископаемое топливо по-прежнему будет играть важную роль в энергетической системе, в основном за счет нефтехимии⚗️ и авиации✈️.
4. К 2050г. глобальные выбросы парниковых газов🌫 снизятся всего примерно на 25%, что подразумевает рост на 3,5°C🌡. Для перехода к 1,5°C🌡 требуются более сильные амбиции и ускоренная реализация в глобальном масштабе.
5. ВИЭ в структуре инвестиций в энергию растут за счет традиционной выработки электроэнергии, но ископаемые виды топлива🛢🔥 сохраняют значительную долю.
Отчет можно скачать здесь и на сайте, вы можете просмотреть его с красивой инфографикой.
1. Спрос на энергию быстро восстанавливается после COVID-19🦠, и влияние изменений в поведении из-за кризиса незначительно по сравнению с фундаментальными сдвигами, такими как электрификация🔌.
2. Спрос на электроэнергию значительно возрастает за счет прямой электрификации🔌 и использования зеленого водорода💧. К 2035 году на долю ВИЭ будет приходиться половина выработки электроэнергии⚡️.
3. Пик спроса на углеводороды наступит раньше, чем прогнозировалось (пик нефти🛢 в 2029г, газа🔥 в 2037г). Однако к 2050г. ископаемое топливо по-прежнему будет играть важную роль в энергетической системе, в основном за счет нефтехимии⚗️ и авиации✈️.
4. К 2050г. глобальные выбросы парниковых газов🌫 снизятся всего примерно на 25%, что подразумевает рост на 3,5°C🌡. Для перехода к 1,5°C🌡 требуются более сильные амбиции и ускоренная реализация в глобальном масштабе.
5. ВИЭ в структуре инвестиций в энергию растут за счет традиционной выработки электроэнергии, но ископаемые виды топлива🛢🔥 сохраняют значительную долю.
Отчет можно скачать здесь и на сайте, вы можете просмотреть его с красивой инфографикой.
Мировой рынок СПГ и газовая проблема Казахстана
Для справки, сжиженный природный газ (СПГ) - это природный газ (преимущественно метан, CH4), искусственно сжиженный путём охлаждения до минус 160°C для удобства хранения или транспортировки. Для хозяйственного применения преобразуется в газообразное состояние на специальных регазификационных терминалах.
Рынок СПГ увеличивается в основном за счет его размеров, технологических усовершенствований⚙️, низкой стоимости транспортировки🚢, типов контракт📜, возможностей поставок🗾 и гибкости. Кроме того, конечное использование СПГ растет, особенно в транспортном секторе (автомобильном🚗 и морском⛴), благодаря новым экологическим♻️ нормам.
В 2005 году на долю СПГ приходилось около 21% мировой торговли газом (176 млрд м3). В период с 2015 по 2019 год торговля СПГ росла в среднем на 8% в год, при этом увеличилось и количество участвующих в торговом обороте стран. В 2019 году мировое производство СПГ достигло 450 млрд м3, что уже составляет половину объема мировой торговли газом.
Данное увеличение произошло за счет ввода в эксплуатацию новых мощностей в США🇺🇸, России🇷🇺 и Австралии🇦🇺. Основной рынок импорта СПГ (около 70%) находится в Азии. Европа потребляет 120 млрд м3 СПГ, что составляет 34% импортированного газа. На сегодняшний день есть 21 страна-экспортера и 42 страны-импортера СПГ. В 2020 году пандемия🦠замедлила темпы роста, но, несмотря на резкое снижение в период с апреля по сентябрь, за год в среднем все же отмечен небольшой рост📈 (~2%).
Что можно сказать про Казахстан🇰🇿 в этой связи? Казахстан, однозначно, не является рынком для СПГ, потому что у нас нет выхода к морю🌊. Мы может заниматься только традиционной поставкой газа через трубопроводы. При всем при этом, недавно Президент Токаев сказал, что нам надо развивать газовый рынок из-за риска нехватки газа для внутреннего рынка.
Что это означает? Мировой пик потребления газа ожидается в 2040 году. В этой гонке лидируют не только традиционные производители газа, как Россия, США, Катар, но и подключаются новые игроки, как Восточная Африка (Танзания🇹🇿, Мозамбик🇲🇿). Соответственно, доля СПГ в общем объеме мировой торговлей газа неуклонно растет. За последние 15 лет она выросла📈 с 20% до 50%. Все это очень сужает возможности для стран, как Казахстан, которые могут заниматься только традиционной поставкой.
Наша страна🇰🇿 в этой международной гонке🐎 очень сильно отстала. Мы не то, что на международный рынок поставки выйти не можем, мы не можем обеспечить даже себя. Решение тут одно – ускоренными темпами развивать газовый рынок. Это значит увеличить добычу и переработку газа, дать приоритет газу над нефтью, активнее реализовывать сбыт газа на международный рынок. Все это требует комплексного подхода, начиная с обновления и создания соответствующей инфраструктуры, заканчивая постоянной политической поддержкой этой отрасли. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Для справки, сжиженный природный газ (СПГ) - это природный газ (преимущественно метан, CH4), искусственно сжиженный путём охлаждения до минус 160°C для удобства хранения или транспортировки. Для хозяйственного применения преобразуется в газообразное состояние на специальных регазификационных терминалах.
Рынок СПГ увеличивается в основном за счет его размеров, технологических усовершенствований⚙️, низкой стоимости транспортировки🚢, типов контракт📜, возможностей поставок🗾 и гибкости. Кроме того, конечное использование СПГ растет, особенно в транспортном секторе (автомобильном🚗 и морском⛴), благодаря новым экологическим♻️ нормам.
В 2005 году на долю СПГ приходилось около 21% мировой торговли газом (176 млрд м3). В период с 2015 по 2019 год торговля СПГ росла в среднем на 8% в год, при этом увеличилось и количество участвующих в торговом обороте стран. В 2019 году мировое производство СПГ достигло 450 млрд м3, что уже составляет половину объема мировой торговли газом.
Данное увеличение произошло за счет ввода в эксплуатацию новых мощностей в США🇺🇸, России🇷🇺 и Австралии🇦🇺. Основной рынок импорта СПГ (около 70%) находится в Азии. Европа потребляет 120 млрд м3 СПГ, что составляет 34% импортированного газа. На сегодняшний день есть 21 страна-экспортера и 42 страны-импортера СПГ. В 2020 году пандемия🦠замедлила темпы роста, но, несмотря на резкое снижение в период с апреля по сентябрь, за год в среднем все же отмечен небольшой рост📈 (~2%).
Что можно сказать про Казахстан🇰🇿 в этой связи? Казахстан, однозначно, не является рынком для СПГ, потому что у нас нет выхода к морю🌊. Мы может заниматься только традиционной поставкой газа через трубопроводы. При всем при этом, недавно Президент Токаев сказал, что нам надо развивать газовый рынок из-за риска нехватки газа для внутреннего рынка.
Что это означает? Мировой пик потребления газа ожидается в 2040 году. В этой гонке лидируют не только традиционные производители газа, как Россия, США, Катар, но и подключаются новые игроки, как Восточная Африка (Танзания🇹🇿, Мозамбик🇲🇿). Соответственно, доля СПГ в общем объеме мировой торговлей газа неуклонно растет. За последние 15 лет она выросла📈 с 20% до 50%. Все это очень сужает возможности для стран, как Казахстан, которые могут заниматься только традиционной поставкой.
Наша страна🇰🇿 в этой международной гонке🐎 очень сильно отстала. Мы не то, что на международный рынок поставки выйти не можем, мы не можем обеспечить даже себя. Решение тут одно – ускоренными темпами развивать газовый рынок. Это значит увеличить добычу и переработку газа, дать приоритет газу над нефтью, активнее реализовывать сбыт газа на международный рынок. Все это требует комплексного подхода, начиная с обновления и создания соответствующей инфраструктуры, заканчивая постоянной политической поддержкой этой отрасли. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Действия и стратегии европейских нефтегазовых компаний по сокращению выбросов
Инвесторы все чаще призывают компании управлять рисками и возможностями, связанными с изменениями в энергетическом секторе и постепенным переходом к низкоуглеводной экономике. Это стало особенно актуальным в Европе в результате изменения позиций институциональных и финансовых структур. BlackRock, например, одна из крупнейших инвестиционных фирм в мире с долей участия в энергетическом секторе и крупный акционер основных банков Европы, твердо придерживается вопроса устойчивости, заявляя, что действия по изменению климата будут определяющим фактором для компаний в долгосрочном плане.
Однако на международном уровне подходы нефтяных компаний к этим вопросам различны. Крупные европейские нефтегазовые компании, такие как Eni, Shell, BP, Total и Equinor, наиболее готовы ответить на новые требования и играют центральную роль в переходном процессе. Я называю их «ЛУЧШИМИ (BEST: BP, Eni, Shell, Total). Их план действий и стратегии по сокращению выбросов, связанных с изменением климата, показаны в инфографике.
Американские компании все еще придерживаются традиционных поставок нефти и газа и направляют новые инвестиции только для сокращения выбросов от существующих активов или для производства биотоплива. А национальные нефтяные компании (владеющие более чем 2/3 запасов нефти и газа) в основном стремятся максимально эффективно монетизировать внутренние углеводородные ресурсы, максимизировать государственные доходы и обеспечить доступное энергоснабжение для своих стран. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Инвесторы все чаще призывают компании управлять рисками и возможностями, связанными с изменениями в энергетическом секторе и постепенным переходом к низкоуглеводной экономике. Это стало особенно актуальным в Европе в результате изменения позиций институциональных и финансовых структур. BlackRock, например, одна из крупнейших инвестиционных фирм в мире с долей участия в энергетическом секторе и крупный акционер основных банков Европы, твердо придерживается вопроса устойчивости, заявляя, что действия по изменению климата будут определяющим фактором для компаний в долгосрочном плане.
Однако на международном уровне подходы нефтяных компаний к этим вопросам различны. Крупные европейские нефтегазовые компании, такие как Eni, Shell, BP, Total и Equinor, наиболее готовы ответить на новые требования и играют центральную роль в переходном процессе. Я называю их «ЛУЧШИМИ (BEST: BP, Eni, Shell, Total). Их план действий и стратегии по сокращению выбросов, связанных с изменением климата, показаны в инфографике.
Американские компании все еще придерживаются традиционных поставок нефти и газа и направляют новые инвестиции только для сокращения выбросов от существующих активов или для производства биотоплива. А национальные нефтяные компании (владеющие более чем 2/3 запасов нефти и газа) в основном стремятся максимально эффективно монетизировать внутренние углеводородные ресурсы, максимизировать государственные доходы и обеспечить доступное энергоснабжение для своих стран. © 2021 [Oil & Gas Analytics]
Прогноз добычи нефти в Казахстане на 2021-2025
Единственное существенное увеличение добычи нефти, как показано на графике, ожидается от месторождения Тенгиз в связи с запуском проекта ПБР ТШО. Добыча нефти увеличится с 25,3 млн т в 2021 году до 40,7 млн т в 2024 году, то есть более чем на 60%.
Также в этот период планируется увеличение добычи нефти Кашагана на 20% с 14,5 млн т до 17,6 млн т, скорее всего, за счет завершения и сдачи в эксплуатацию нового комплекса газового завода.
Однако ожидается, что добыча нефти на Карачаганаке сократится на 13% в 2025 году с 12,7 до 10,5 млн тонн, несмотря на то, что проект расширения был санкционирован в конце 2020 года.
На остальных месторождениях добыча нефти снизится на 5% в 2025 г. (32,3 млн т) по сравнению с 2021 г. (34,1 млн т) и вернется к уровню 2020 г. (32,2 млн т).
Источник: @kursivkz @FINANCEkaz
Единственное существенное увеличение добычи нефти, как показано на графике, ожидается от месторождения Тенгиз в связи с запуском проекта ПБР ТШО. Добыча нефти увеличится с 25,3 млн т в 2021 году до 40,7 млн т в 2024 году, то есть более чем на 60%.
Также в этот период планируется увеличение добычи нефти Кашагана на 20% с 14,5 млн т до 17,6 млн т, скорее всего, за счет завершения и сдачи в эксплуатацию нового комплекса газового завода.
Однако ожидается, что добыча нефти на Карачаганаке сократится на 13% в 2025 году с 12,7 до 10,5 млн тонн, несмотря на то, что проект расширения был санкционирован в конце 2020 года.
На остальных месторождениях добыча нефти снизится на 5% в 2025 г. (32,3 млн т) по сравнению с 2021 г. (34,1 млн т) и вернется к уровню 2020 г. (32,2 млн т).
Источник: @kursivkz @FINANCEkaz
Японские торговые дома пересматривают отношение к нефтегазу, продают активы - WoodMac
Япония - одна из крупнейших промышленных экономик с крайне ограниченными природными ресурсами. Страна инвестировала сотни миллиардов долларов по всему миру, чтобы обеспечить надежные поставки угля, нефти и СПГ.
На прошлой неделе Mitsui завершила продажу доли в австралийском проекте BassGas, Sumitomo объявила, что не будет участвовать в новых нефтяных проектах. Sojitz уже декларировала отход от upstream, а Marubeni запустила процесс продажи некоторых своих позиций в upstream, в том числе в британской части Северного моря.
На сегодня добывающие активы "Japan Inc" оцениваются более чем в $70 млрд, производя около 1,6 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Торговые дома владеют почти 30% этих активов. Конгломераты Mitsubishi и Mitsui владеют более 80% всех этих активов. И хотя нефтегазовые активы могут становиться все более периферийными, в среднесрочной перспективе они имеют сильный профиль в добыче и генерации денежного потока по мере запуска СПГ-проектов в России, Канаде и Мозамбике.
"В условиях падения внутреннего спроса на нефть и газ и ускоряющегося энергоперехода, будущее инвестиций в добычу становится гораздо менее определенным. При выборе стратегии акцент смещается на новые области роста, охватывающие всё, поскольку все более разнообразный бизнес японских торговых домов бросает вызов разведке и добыче углеводородов в части будущих инвестиций", - пишет менеджер WoodMac.
Wood Mackenzie полагает, что японские инвесторы могут выбрать продажу неоператорских долей в нефтяных и других непрофильных проектах, впрочем, обязательно оставляя доли в СПГ-активах.
При этом аналитики замечают, что такие крупные игроки как INPEX имеют амбициозные цели по добыче и будут использовать возможности для приобретения недооцененных активов и диверсификации направлений роста.
На графике WoodMac прогнозирует сокращение спроса на нефть и газ в Японии к 2040 году.
Япония - одна из крупнейших промышленных экономик с крайне ограниченными природными ресурсами. Страна инвестировала сотни миллиардов долларов по всему миру, чтобы обеспечить надежные поставки угля, нефти и СПГ.
На прошлой неделе Mitsui завершила продажу доли в австралийском проекте BassGas, Sumitomo объявила, что не будет участвовать в новых нефтяных проектах. Sojitz уже декларировала отход от upstream, а Marubeni запустила процесс продажи некоторых своих позиций в upstream, в том числе в британской части Северного моря.
На сегодня добывающие активы "Japan Inc" оцениваются более чем в $70 млрд, производя около 1,6 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Торговые дома владеют почти 30% этих активов. Конгломераты Mitsubishi и Mitsui владеют более 80% всех этих активов. И хотя нефтегазовые активы могут становиться все более периферийными, в среднесрочной перспективе они имеют сильный профиль в добыче и генерации денежного потока по мере запуска СПГ-проектов в России, Канаде и Мозамбике.
"В условиях падения внутреннего спроса на нефть и газ и ускоряющегося энергоперехода, будущее инвестиций в добычу становится гораздо менее определенным. При выборе стратегии акцент смещается на новые области роста, охватывающие всё, поскольку все более разнообразный бизнес японских торговых домов бросает вызов разведке и добыче углеводородов в части будущих инвестиций", - пишет менеджер WoodMac.
Wood Mackenzie полагает, что японские инвесторы могут выбрать продажу неоператорских долей в нефтяных и других непрофильных проектах, впрочем, обязательно оставляя доли в СПГ-активах.
При этом аналитики замечают, что такие крупные игроки как INPEX имеют амбициозные цели по добыче и будут использовать возможности для приобретения недооцененных активов и диверсификации направлений роста.
На графике WoodMac прогнозирует сокращение спроса на нефть и газ в Японии к 2040 году.