Средний возраст ТЭЦ в Казахстане составляет 61 год и больше половины находятся в частной собственности!

▪️ На сегодня в стране функционируют 37 ТЭЦ, из которых 22 находятся в частной собственности (59%).

▪️ 28 ТЭЦ эксплуатируются свыше 50 лет (76%), оставшиеся 9 ТЭЦ - имеют срок службы свыше 30 лет (24%).

▪️ Средний износ основного оборудования ТЭЦ составляет 66%. При этом, износ энергооборудования ТЭЦ гг. Уральск, Тараз, Кентау, Кызылорда и Степногорск превышает 80%.

Из-за реформы по снижению барьеров для развития бизнеса в 2018 году контроль за энергетическими организациями со стороны государственного органа по энергетическому контролю ослаблен.

В настоящее время инициируется внесение поправок в законодательство по усилению функций гос.энергетическому контролю, в т.ч. за исполнением ремонтных кампаний и инвестиционных программ электростанций и сетей. Поправки в законодательство также коснутся вопросов повышения ответственности руководителей электростанций за качество ремонтных работ и целевым использованием средств.

В целом, отрасль энергетики испытывает нехватку финансовых средств для реализации инвестиционных проектов на модернизацию, реконструкцию, замену физически и морально устаревшего оборудования, а также на капитальные ремонты оборудования электростанций.

Оно и понятно - дешевая электроэнергия в Казахстане не позволяет провести необходимую модернизацию.

Однако, не слишком ли много ТЭЦ находятся в частной собственности?

@NRG_Monitor

Энергосистема Казахстана

В региональном разрезе она разделена на три энергозоны:

1️⃣ Северная зона: порядка 70% всех генерирующих мощностей страны, сосредоточена в основном возле угледобывающих месторождений🪨.

2️⃣ Южная зона: при самой большой населенности является дефицитной, покрывается перетоками с Северной энергозоны.

3️⃣ Западная зона: эксплуатируются только ТЭС на газе♨️, при этом часть электростанций являются собственными источниками электроэнергии нефтегазовых месторождений и не поставляют электроэнергию ⚡️ в сеть.

Очевидно, что существует дисбаланс в энергетических зонах, и он заключается в размещении мощностей.

По состоянию на 10 ноября 2021 года потребление электроэнергии составило 14,8 тыс. МВт, генерация – 14,3 тыс. МВт. Дефицит мощности в объеме более 500 МВт покрывался перетоками из энергосистемы России.

По оценкам KEGOC, суммарная потребления ⚡️ зарегистритрованных майнеров составляет 600 МВт, серых майнеров 300-400 МВт.

p.s. Карта из Национального энергетического доклада.

Какие нефтегазовые компании готовы к низкоуглеродному переходу?

В отчете CDP представлены 24 крупнейших и наиболее влиятельных публичных нефтегазовых компании по степени готовности бизнеса к переходу. В совокупности на долю компаний приходится 31% мировой добычи нефти и газа и 11% доказанных запасов.

На нефтегазовую промышленность приходится более 50% выбросов парниковых газов, связанных с потреблением энергии, и около 90% этих выбросов приходится на переработку.

В таблице рейтинга оцениваются четыре ключевых области:

1. Риски перехода
2. Физические риски
3. Возможности перехода
4. Управление климатом и стратегия

Основные выводы:

🔹На первом месте Equinor, за ним следуют Total, Shell и Eni. 🇪🇺 компании меняют свои портфели на газ 🔥, ставят цели, связанные с климатом 🍀, и инвестируют в низкоуглеродные технологии 🔋.

🔹Самые низкие рейтинги у CNOOC, Роснефти и Marathon Oil.

🔹Отсутствие данных о выбросах китайскими компаниями, как Petrochina.

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

Крупные электростанций⚡️⚡️⚡️🇰🇿

1️⃣ Экибастузская ГРЭС-1, («Самрук-Энерго») в прошлом году увеличила генерацию до 22,8 млрд кВт.ч. Это рекорд за весь период работы станции – с 1980 года. Предыдущий пик был в 1987 году – 22,4 млрд.

2️⃣ Аксуская ГРЭС ЕЭК (ERG), было выработано 15,1 млрд кВт.ч.

3️⃣ Экибастузская ГРЭС-2 («Самрук-Энерго»), достигшая уровня в 6,4 млрд кВт.ч.

4️⃣ Комплекс «АлЭС» (Алматинские ТЭЦ-1, 2, 3, а также Капшагайская ГЭС) с генерацией 4,5 млрд кВт.ч. Всеми станциями «Самрук-Энерго» в 2021 году было выработано 35,6 млрд кВт.ч – 31% всей генерации в стране.

5️⃣-ку замыкает ГРЭС Топар («Казахмыс»), где производство сократилось на 6,2% (до 4,4 млрд кВт.ч).

Всего на топ-5 крупнейших станций РК в 2021 году пришлось 50% произведенной электроэнергии, тогда как в 2020 году – 44%.

При этом вес генерации топ-10 станций почти не изменился – 60% в 2021-м против 59% в 2020 году. Казахстанская ⚡️⚡️ остается отраслью с высокой концентрацией ключевых игроков.

Источник: @kursivmedia

Казахстану нужны новые маршруты экспорта нефти – эксперт

Цены на нефть бьют рекорды из-за приостановления добычи в Ливии. Эталонная марка Brent торгуется выше 113 долларов за баррель.

Но Казахстану сверхприбылей ждать не стоит. Ремонт на терминале Каспийского трубопроводного консорциума, похоже, затягивается на неопределённый срок. Эксперты нефтегазовой отрасли считают, что сейчас как никогда нужно задуматься о диверсификации экспортных потоков и уже их планировать.

Почти 300 тысяч баррелей нефти в сутки не может экспортировать Казахстан из-за затянувшегося ремонта на Каспийском трубопроводном консорциуме. По приблизительным подсчётам, речь идёт о 30 миллионах долларов недополученной прибыли в бюджет. Об этом в интервью телеканалу «Хабар 24» говорит эксперт нефтегазовой отрасли, автор Telegram-канала Energy Analytics Абзал Нарымбетов.

Отметим, что до марта текущего года через Каспийский трубопроводный консорциум Казахстан экспортировал 80% своей нефти. От объёмов в данном направлении зависело более половины доходов от нефтедолларов в госказну.

Напомним, официальная версия российской стороны – поломка из-за шторма. Позже было заявлено, что ремонту мешают неблагоприятные погодные условия, сроки завершения неизвестны. После простоя в марте трубопровод работает, но примерно на 60% от своей мощности. Полной картины того, что происходит на объекте, у Казахстана нет. Как и возможности вмешаться в процесс.

По мнению Абзала Нарымбетова, ситуация стала ярким примером того, что нужно было предусмотреть такие риски и диверсифицировать экспортную логистику. Как это в своё время сделали Туркменистан и Азербайджан: у каждой из этих двух стран по три направления. Казахстан свои экспортные потоки теперь вынужден экстренно перенаправлять.

Сохранить прежнюю добычу в нынешних условиях невозможно. Объёмы продаж увеличили через нефтепровод «Атырау – Самара». Но и здесь не обходится без минусов: если через КТК страна продавала марку CPC Blend, которая торгуется выше 100 долларов за баррель, то через «Атырау – Самара» казахстанскую нефть продают как смесь с российской Urals, цена которой на 35 долларов ниже. Потери происходят и из-за коэффициента баррелизации, говорит эксперт.

Абзал Нарымбетов:

- Очень невыгодное направление. Но либо вы не перенаправляете, либо перенаправляете на какую-то сумму, которая ниже рыночной. Риски не предусмотрели. Практически все 100% нефти качаем через одну территорию. В долгосрочной перспективе для Казахстана это урок. Нужно диверсифицировать свои маршруты. Можно через Китай или Азербайджан или даже через Иран, когда снимут санкции с Ирана. Может, тарифы на другие маршруты будут чуть дороже, чем на КТК, но это лучше, чем когда происходят такие аварии, и вы не можете перенаправить свой экспортный потенциал.

Если в текущем году трубопровод не возобновит работу, стране придётся сократить план добычи примерно на 2,5 млн тонн нефти, считают в ведомстве. Эксперт отрасли Абзал Нарымбетов в свою очередь с сожалением констатирует: текущие цены на рынке были бы отличной возможностью заработать и направить эти деньги на решение важных задач в стране. Однако даже на фоне нынешних трудностей у Казахстана есть возможность пересмотреть долгосрочные планы. Они могут быть более эффективными, считает аналитик.

Абзал Нарымбетов:

Надо использовать другие возможности, разрабатывать сценарии. Должен быть, скорее всего, какой-то орган, который строит долгосрочные стратегии. В таких ситуациях что можно сделать? У нас должен быть план диверсификации и план на несколько лет вперед, в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективе. Надо всегда это учитывать, это основа риск-менеджмента.

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

Ұлттық телеарнаға берген сұхбаттан үзінді. Тақырып: КТК мұнай құбыры апаты туралы.

Кажется, что мы видим свет в конце тоннеля. Ожидается, что работа терминала КТК полностью восстановится к концу этой недели. Тем не менее, новость вызывает некоторые сомнения, поскольку это не первый случай изменения графика полного восстановления, и все же с некоторой надеждой, поскольку МЭ РК официально заявляет об этом.

При этом в российском подразделении КТК не поддержали оптимизм министра.

В то же время дисконт продажи сорта нефти Urals приближается к $40 за баррель по сравнению с Brent. В случае полного восстановления работы КТК, предлагаю теперь рассмотреть возможность максимально реверсировать объем нефти из трубопровода Атырау-Самара через КТК, чтобы избежать дисконтной цены и коэффициента пересчета нефти. Поскольку майские фьючерсы на нефть CPC Blend продаются с всего лишь с дисконтом в 5 долларов по сравнению с Brent.

В краткосрочной перспективе, конечно. В долгосрочной перспективе все еще предстоит рассмотреть стратегию диверсификации маршрутов экспорта нефти.

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

⚡️⚡️Алекперов после введения санкций досрочно покидает пост главы и члена совдир ЛУКОЙЛа

По состоянию на 31 марта 2022 года Алекперов владеет ~8% акционерного капитала "ЛУКОЙЛа" и не является контролирующим акционером компании. По состоянию на 30 сентября 2021 года Алекперов прямо или косвенно владел 28,33%.

Бизнесмен является основателем компании и был президентом "ЛУКОЙЛа" с 1993 года.

Насколько велика компания Лукойл?

Сегодня стоимость акции компании рухнули на 97% на Лондонской фондовой бирже (LSE). Для ясности, чтобы показать масштабы компании:

Компания является вторым по величине производителем и крупнейшим независимым производителем нефти в России.

Лукойл добыл 1,7 млн баррелей в сутки нефти и 0,4 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) в сутки газа в 2020 году. Добыча нефти почти в 4 раза выше, чем у КМГ, в два раза выше, чем у итальянской Eni, или выше, чем у норвежского Equinor, или эквивалентно всей добыче нефти Казахстана.

Доказанные запасы нефти и газа компании (SEC) составляют 15 млрд баррелей нефтяного эквивалента. При текущей добыче запасов хватит на 20 лет. Для сравнения, запасов Shell и Equinor может хватить на 7 лет, других крупных компаний — на 10 лет, а КМГ — на 17 лет.

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

​Круглый стол по системам учета запасов нефти и газа с МЭ РК

Вчера по инициативе Минэнерго на площадке SPE Astana Section состоялся круглый стол, посвященный Дню геолога.

Тема была посвящена применимости международного стандарта PRMS для оценки запасов нефти и газа РК. В нем приняли участие Минэнерго, председатель Комитета геологии, геологи-ветераны, члены SPE и SPEE.

Изменение системы отчетности о запасах было впервые инициировано в Плане нации, Шаг-74 в 2015 году первым президентом РК.

Цель - принять международную систему для обеспечения прозрачности и предсказуемости, а также для привлечения инвестиций. Нынешняя советская система ГКЗ была основана на плановой экономике, не приспособленной к рыночной.

Горнодобывающий сектор быстро принял международную систему CRIRSCO через год, уже в 2016 году, и начал ее внедрять.

Нефтегазовый сектор провел десятки встреч и рабочих групп с 2015 года и пока не пришел к какому-либо решению, какую систему принять. Вчерашняя встреча, наверное, яркий тому пример.

Сторонники системы PRMS утверждают, что 90% нефтегазовых компаний, котирующихся на фондовой бирже, используют PRMS. Если основная идея для Казахстана — привлечение инвестиций (IPO КМГ или любое другое), то PRMS — беспроигрышный вариант. Более того, система ГКЗ принята только на Московской бирже и в настоящее время находится под жесткими санкциями. Другой вариант системы ООН не принимается ни биржами, ни странами, и система имеет только техническую оценку без экономических/финансовых/коммерческих оценок.

Противники утверждают, что в случае принятия PRMS, страна потеряет контроль над природными ресурсами, а инвесторы будут нерационально разрабатывать нефтегазовые месторождения. Этому аргументу трудно поверить, так как, те страны, которым принадлежат 90% котирующихся на фондовых биржах нефтегазовых компаний (Норвегия, Англия, Канада, США, ЕС, Австралия), нерационально осваивают свои ресурсы. Более того, 70% нефтегазовых компаний (по запасам более 90%) в Казахстане уже используют систему PRMS.

Согласно первоначальному плану нации, система отчетности горнодобывающего и нефтегазового секторов должна быть готова к 2024 году. Остается не так много времени, менее двух лет, чтобы принять, какая это будет система.

Пожалуй, главное, что я усвоил из из вчерашней встречи, может быть, это то, что сторонники PRMS – это в основном молодое поколение с опытом работы в международных компаниях, тогда как оппоненты – это в основном часть геологов-ветеранов советских времен. В этом контексте, я полагаю, какая система будет принята в Казахстане, это лишь вопрос времени.

p.s. Фото со вчерашней встречи.

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

Чтобы подтвердить мои факты, позвольте мне поделиться выводом отчета компании Lloyds Register о разработке и внедрении KAZ-PRMS для Казахстана в 2017 году.

В таблице показано, что система РФ2013 (обведено красным), которая также является текущей версией системы отчетности по запасам нефти и газа ГКЗ Казахстана, не используется ни одной фондовой биржой в мире.

Для сравнения, PRMS используется 407 нефтегазовыми компаниями, зарегистрированными на фондовой бирже из 1063. Другие системы, такие как COGEH, NPD и SEC, имеют много общего с системой PRMS.

Вчера при организации SPE Astana Section прошел Круглый стол, приуроченный к прошедшему Дню геологов и посвященному обзору международных систем запасов по углеводородам, с участием Министра энергетики РК

Во время мероприятия обсуждены вопросы кадрового потенциала для перехода на международные системы запасов по углеводородам, возможности адаптации данных систем с учетом интересов государства, методики подсчетов запасов и т.д.

Презентационные материалы👆👆👆