ПРЕТЕНЗИИ К КАРАЧАГАНАКУ НА 90 МЛРД
Карачаганак много лет закачивает газ обратно в пласт. Официальная логика: газ поддерживает давление, давление дает больше конденсата, больше конденсата дает больше экспортной выручки.
ОК.
Но есть одна проблема. Экономика могла уже давно измениться. По открытым данным, с 2010 по 2025 год обратно в пласт на Карачаганаке было закачано около 160 млрд кубометров газа. Если считать даже по $500 за тысячу кубометров, это почти $80 млрд валовой стоимости газа. Если брать европейский ориентир около $580 за тысячу кубометров, сумма выше $90 млрд.
Теперь смотрим на другую сторону. Дополнительная добыча жидких углеводородов за счет обратной закачки газа, судя по графику, составляет примерно 346–377 млн баррелей. При цене $70 за баррель это примерно $24–26 млрд валовой стоимости.
То есть простая арифметика показывает неприятную вещь. Газ, который можно было перерабатывать и продавать, потенциально стоил в несколько раз дороже, чем дополнительный конденсат, полученный за счет его закачки.
Конечно, не весь газ можно было просто взять и завтра продать. Карачаганакский газ кислый. Его нужно очищать. Нужны ГПЗ, сероочистка, транспорт, экспортный маршрут, контракт и политическое окно. Но ведь ГПЗ по Фазе 3 разработки месторождения насчитывали-то всего на $5 млрд!
Почему мы продолжаем обсуждать обратную закачку газа как какую-то "священную" технологию, а не как экономический выбор?
Возможно, пора задать еще раз простой вопрос. Что выгоднее для Казахстана: еще немного конденсата или полноценная переработка и продажа газа? Потому что если считать грубо, на салфетке, ответ уже не выглядит очевидным. И, возможно, главный ресурс Карачаганака все эти годы был не только в конденсате. Он был в газе, который долго считали технической проблемой, а не национальным активом.
На фоне этих расчетов, честно говоря, позиция ТОО PSA с претензией оператору Кашаганского проекта на $160 млрд уже выглядит более убедительно.
Карачаганак много лет закачивает газ обратно в пласт. Официальная логика: газ поддерживает давление, давление дает больше конденсата, больше конденсата дает больше экспортной выручки.
ОК.
Но есть одна проблема. Экономика могла уже давно измениться. По открытым данным, с 2010 по 2025 год обратно в пласт на Карачаганаке было закачано около 160 млрд кубометров газа. Если считать даже по $500 за тысячу кубометров, это почти $80 млрд валовой стоимости газа. Если брать европейский ориентир около $580 за тысячу кубометров, сумма выше $90 млрд.
Теперь смотрим на другую сторону. Дополнительная добыча жидких углеводородов за счет обратной закачки газа, судя по графику, составляет примерно 346–377 млн баррелей. При цене $70 за баррель это примерно $24–26 млрд валовой стоимости.
То есть простая арифметика показывает неприятную вещь. Газ, который можно было перерабатывать и продавать, потенциально стоил в несколько раз дороже, чем дополнительный конденсат, полученный за счет его закачки.
Конечно, не весь газ можно было просто взять и завтра продать. Карачаганакский газ кислый. Его нужно очищать. Нужны ГПЗ, сероочистка, транспорт, экспортный маршрут, контракт и политическое окно. Но ведь ГПЗ по Фазе 3 разработки месторождения насчитывали-то всего на $5 млрд!
Почему мы продолжаем обсуждать обратную закачку газа как какую-то "священную" технологию, а не как экономический выбор?
Возможно, пора задать еще раз простой вопрос. Что выгоднее для Казахстана: еще немного конденсата или полноценная переработка и продажа газа? Потому что если считать грубо, на салфетке, ответ уже не выглядит очевидным. И, возможно, главный ресурс Карачаганака все эти годы был не только в конденсате. Он был в газе, который долго считали технической проблемой, а не национальным активом.
На фоне этих расчетов, честно говоря, позиция ТОО PSA с претензией оператору Кашаганского проекта на $160 млрд уже выглядит более убедительно.
Forwarded from Metals & ESG Trends.KZ
Казахстан или Узбекистан. Чья АЭС обходится дороже?
Стоимость первой атомной электростанции в Казахстане продолжает расти. Если в 2022 году проект оценивался в $10 млрд, то теперь его стоимость достигла $18,5 млрд.
По данным Агентства по атомной энергии, $16,5 млрд направят непосредственно на строительство двух энергоблоков ВВЭР-1200 общей мощностью 2400 МВт. Еще $2 млрд предусмотрены на системы физической защиты объекта и сопутствующую инфраструктуру.
Финансирование планируется обеспечить за счет экспортного кредита России. Ранее сообщалось, что около 85% затрат может быть покрыто заемными средствами, а оставшиеся 15% - за счет Казахстана. Детальные условия кредита пока не раскрываются.
Интерес вызывает проект в Узбекистане, там атомную станцию мощностью свыше 2100 МВт оценивают в $9,5 млрд. Комплекс включает два реактора ВВЭР-1000 и два малых реактора РИТМ-200Н. Таким образом, при сопоставимой мощности узбекский проект обходится почти вдвое дешевле казахстанского.
Начало строительства АЭС в Казахстане ожидается в 2027 году, ввод первого энергоблока запланирован на 2034 год.
https://t.iss.one/metalsesgtrends
Стоимость первой атомной электростанции в Казахстане продолжает расти. Если в 2022 году проект оценивался в $10 млрд, то теперь его стоимость достигла $18,5 млрд.
По данным Агентства по атомной энергии, $16,5 млрд направят непосредственно на строительство двух энергоблоков ВВЭР-1200 общей мощностью 2400 МВт. Еще $2 млрд предусмотрены на системы физической защиты объекта и сопутствующую инфраструктуру.
Финансирование планируется обеспечить за счет экспортного кредита России. Ранее сообщалось, что около 85% затрат может быть покрыто заемными средствами, а оставшиеся 15% - за счет Казахстана. Детальные условия кредита пока не раскрываются.
Интерес вызывает проект в Узбекистане, там атомную станцию мощностью свыше 2100 МВт оценивают в $9,5 млрд. Комплекс включает два реактора ВВЭР-1000 и два малых реактора РИТМ-200Н. Таким образом, при сопоставимой мощности узбекский проект обходится почти вдвое дешевле казахстанского.
Начало строительства АЭС в Казахстане ожидается в 2027 году, ввод первого энергоблока запланирован на 2034 год.
https://t.iss.one/metalsesgtrends
ПРОСТАЯ МАТЕМАТИКА
Год назад я писал, что строительство АЭС обойдется Казахстану в $20–25 млрд. Тогда многие сомневались в этих цифрах.
А теперь немного расчетов.
Росатом официально озвучил стоимость первой АЭС в Казахстане на уровне $16 млрд. При этом ранее, тогда еще первый вице-премьер Роман Васильевич Скляр официально заявлял, что к моменту завершения строительства стоимость станции может вырасти примерно на 50%, ссылаясь на международный опыт реализации подобных проектов.
Собственно, вот вам и диапазон в $20–25 млрд.
Причем мировая практика показывает, что такие оценки зачастую оказываются даже слишком оптимистичными.
Британский проект Hinkley Point C изначально оценивался в £18 млрд. Сегодня стоимость выросла примерно до £32 млрд, а ввод станции перенесен как минимум до 2027 года.
Финская АЭС Olkiluoto 3 была построена с задержкой более чем на 13 лет. Стоимость проекта выросла с €3 млрд до более чем €11 млрд.
Французский проект Flamanville 3 также стал классическим примером перерасхода. Стоимость увеличилась с €3,3 млрд до €13 млрд, а сроки ввода неоднократно переносились.
В США проект Vogtle начинался с бюджетом около $14 млрд. В итоге затраты превысили $30 млрд, а строительство затянулось более чем на шесть лет.
В Словакии строительство новых энергоблоков на АЭС «Моховце» также сопровождалось многолетними задержками и удвоением первоначальной стоимости.
Поэтому вопрос сегодня уже не в том, будет ли АЭС стоить дороже первоначальных оценок и перенесут ли сроки сдачи в эксплуатацию. Международный опыт показывает, что это практически неизбежно.
Главный вопрос в другом. Пока пострят и запустят АЭС, необходимо развивать газовую отрасль для энергетической безопасности не только Казахстана, но и всей Центральной Азии. И Казахстан здесь должен стать ключевым игроком.
Год назад я писал, что строительство АЭС обойдется Казахстану в $20–25 млрд. Тогда многие сомневались в этих цифрах.
А теперь немного расчетов.
Росатом официально озвучил стоимость первой АЭС в Казахстане на уровне $16 млрд. При этом ранее, тогда еще первый вице-премьер Роман Васильевич Скляр официально заявлял, что к моменту завершения строительства стоимость станции может вырасти примерно на 50%, ссылаясь на международный опыт реализации подобных проектов.
Собственно, вот вам и диапазон в $20–25 млрд.
Причем мировая практика показывает, что такие оценки зачастую оказываются даже слишком оптимистичными.
Британский проект Hinkley Point C изначально оценивался в £18 млрд. Сегодня стоимость выросла примерно до £32 млрд, а ввод станции перенесен как минимум до 2027 года.
Финская АЭС Olkiluoto 3 была построена с задержкой более чем на 13 лет. Стоимость проекта выросла с €3 млрд до более чем €11 млрд.
Французский проект Flamanville 3 также стал классическим примером перерасхода. Стоимость увеличилась с €3,3 млрд до €13 млрд, а сроки ввода неоднократно переносились.
В США проект Vogtle начинался с бюджетом около $14 млрд. В итоге затраты превысили $30 млрд, а строительство затянулось более чем на шесть лет.
В Словакии строительство новых энергоблоков на АЭС «Моховце» также сопровождалось многолетними задержками и удвоением первоначальной стоимости.
Поэтому вопрос сегодня уже не в том, будет ли АЭС стоить дороже первоначальных оценок и перенесут ли сроки сдачи в эксплуатацию. Международный опыт показывает, что это практически неизбежно.
Главный вопрос в другом. Пока пострят и запустят АЭС, необходимо развивать газовую отрасль для энергетической безопасности не только Казахстана, но и всей Центральной Азии. И Казахстан здесь должен стать ключевым игроком.
КОГДА АЭС НЕ АЙС
Я взял исторические объявленные оценки за последние 4 года и сделал квадратичную экстраполяцию (учитывает ускорение роста из-за типичных факторов для АЭС: инфляция материалов/труда, задержки, регуляторные требования, уточнение проекта). Это не финансовая модель, но показывает тренды.
К 2035 году стоимость может вырасти в 3,5–4 раза до $62 млрд по сравнению с ранними оценками примерно в 3,7 раза от текущей ($16,4 млрд).
Важное примечание: Это математическая экстраполяция. Реальная финальная стоимость будет зависеть от хода строительства, контрактов и внешних факторов.
Я взял исторические объявленные оценки за последние 4 года и сделал квадратичную экстраполяцию (учитывает ускорение роста из-за типичных факторов для АЭС: инфляция материалов/труда, задержки, регуляторные требования, уточнение проекта). Это не финансовая модель, но показывает тренды.
К 2035 году стоимость может вырасти в 3,5–4 раза до $62 млрд по сравнению с ранними оценками примерно в 3,7 раза от текущей ($16,4 млрд).
Важное примечание: Это математическая экстраполяция. Реальная финальная стоимость будет зависеть от хода строительства, контрактов и внешних факторов.
⚖️🌱 ДВА КЛЮЧЕВЫХ НАПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ СОВРЕМЕННОГО БИЗНЕСА — ОДИН ПРАКТИЧЕСКИЙ СЕМИНАР
📍 Астана
📅 18–19 июня 2026 года
📞 Регистрация и справки:
+7 777 012 68 48
📩 [email protected]
🌐 www.monoexconsulting.kz
ТОО «MonoEX Consulting» совместно с ТОО «E-Monitoring» приглашает руководителей компаний, юристов, специалистов по комплаенсу, закупкам, экологов, представителей финансового блока и служб устойчивого развития принять участие в специализированном практическом семинаре.
Сегодня государственное регулирование оказывает все большее влияние на деятельность бизнеса. С одной стороны — усиление антимонопольного контроля, проверки и расследования. С другой — новые требования в области ESG, экологической ответственности, перехода на НДТ и получения КЭР.
Участие в семинаре позволит своевременно выявить риски, подготовить бизнес к новым требованиям и получить практические инструменты для принятия эффективных управленческих решений.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
⚖️ ДЕНЬ 1
АНТИМОНОПОЛЬНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНКУРЕНТНОЕ ПРАВО
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Если ваша компания участвует в закупках, формирует ценовую политику, взаимодействует с конкурентами, поставщиками или занимает значительную долю рынка, данный блок позволит своевременно выявить и минимизировать антимонопольные риски.
✔ Современные тенденции антимонопольного регулирования в Республике Казахстан;
✔ Анализ товарных рынков и взаимодействие с антимонопольным органом при проведении проверок и расследований;
✔ Монопольно высокие и монопольно низкие цены: практические аспекты ценообразования и основные риски;
✔ Доминирующее положение на рынке и риски злоупотребления;
✔ Антиконкурентные согласованные действия, ценовые сговоры и картельные соглашения;
✔ Антимонопольные риски в государственных закупках и корпоративном взаимодействии;
✔ Экономическая концентрация, сделки слияния и поглощения (M&A);
✔ Ключевая мощность и недискриминационный доступ к инфраструктуре;
✔ Антимонопольный комплаенс как эффективный инструмент управления рисками;
✔ Разбор практических кейсов и актуальной правоприменительной практики.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
🌱 ДЕНЬ 2
ESG, УСТОЙЧИВОЕ РАЗВИТИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Сегодня ESG становится важным фактором инвестиционной привлекательности, устойчивого развития и доступа к финансированию. Вопросы перехода на НДТ, получения КЭР и внедрения экологических стандартов уже находятся в повестке большинства крупных и средних предприятий.
✔ ESG-принципы и их влияние на инвестиционную привлекательность бизнеса;
✔ ESG-рейтинги и нефинансовая отчетность;
✔ Лучшие практики устойчивого развития и корпоративной ответственности;
✔ Зеленое финансирование и возможности привлечения инвестиций;
✔ Переход на наилучшие доступные технологии (НДТ);
✔ Получение комплексного экологического разрешения (КЭР);
✔ Экологические платежи и ответственность бизнеса;
✔ Современные IT-решения в сфере экологии;
✔ Автоматизация мониторинга, экологическая аналитика и электронная отчетность;
✔ Практические инструменты снижения экологических и регуляторных рисков предприятия.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
🎤 СПИКЕРЫ
Практикующие эксперты с многолетним опытом работы в сфере антимонопольного регулирования, сопровождения расследований и проверок, а также специалисты в области ESG, экологического регулирования, НДТ, КЭР и цифровизации экологических процессов.
💼 УЧАСТНИКИ ПОЛУЧАТ:
✅ Практические рекомендации по снижению регуляторных рисков;
✅ Актуальную правоприменительную практику государственных органов;
✅ Реальные кейсы и инструменты для бизнеса;
✅ Понимание ESG-требований и возможностей привлечения зеленого финансирования;
✅ Возможность получить ответы на вопросы непосредственно от экспертов.
💰 Стоимость участия: 380 000 тенге (включая НДС)
⚡ Количество мест ограничено. Предварительная регистрация обязательна.
📞 +7 777 012 68 48
📩 [email protected]
🌐 www.monoexconsulting.kz
📍 Астана
📅 18–19 июня 2026 года
📞 Регистрация и справки:
+7 777 012 68 48
📩 [email protected]
🌐 www.monoexconsulting.kz
ТОО «MonoEX Consulting» совместно с ТОО «E-Monitoring» приглашает руководителей компаний, юристов, специалистов по комплаенсу, закупкам, экологов, представителей финансового блока и служб устойчивого развития принять участие в специализированном практическом семинаре.
Сегодня государственное регулирование оказывает все большее влияние на деятельность бизнеса. С одной стороны — усиление антимонопольного контроля, проверки и расследования. С другой — новые требования в области ESG, экологической ответственности, перехода на НДТ и получения КЭР.
Участие в семинаре позволит своевременно выявить риски, подготовить бизнес к новым требованиям и получить практические инструменты для принятия эффективных управленческих решений.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
⚖️ ДЕНЬ 1
АНТИМОНОПОЛЬНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНКУРЕНТНОЕ ПРАВО
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Если ваша компания участвует в закупках, формирует ценовую политику, взаимодействует с конкурентами, поставщиками или занимает значительную долю рынка, данный блок позволит своевременно выявить и минимизировать антимонопольные риски.
✔ Современные тенденции антимонопольного регулирования в Республике Казахстан;
✔ Анализ товарных рынков и взаимодействие с антимонопольным органом при проведении проверок и расследований;
✔ Монопольно высокие и монопольно низкие цены: практические аспекты ценообразования и основные риски;
✔ Доминирующее положение на рынке и риски злоупотребления;
✔ Антиконкурентные согласованные действия, ценовые сговоры и картельные соглашения;
✔ Антимонопольные риски в государственных закупках и корпоративном взаимодействии;
✔ Экономическая концентрация, сделки слияния и поглощения (M&A);
✔ Ключевая мощность и недискриминационный доступ к инфраструктуре;
✔ Антимонопольный комплаенс как эффективный инструмент управления рисками;
✔ Разбор практических кейсов и актуальной правоприменительной практики.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
🌱 ДЕНЬ 2
ESG, УСТОЙЧИВОЕ РАЗВИТИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Сегодня ESG становится важным фактором инвестиционной привлекательности, устойчивого развития и доступа к финансированию. Вопросы перехода на НДТ, получения КЭР и внедрения экологических стандартов уже находятся в повестке большинства крупных и средних предприятий.
✔ ESG-принципы и их влияние на инвестиционную привлекательность бизнеса;
✔ ESG-рейтинги и нефинансовая отчетность;
✔ Лучшие практики устойчивого развития и корпоративной ответственности;
✔ Зеленое финансирование и возможности привлечения инвестиций;
✔ Переход на наилучшие доступные технологии (НДТ);
✔ Получение комплексного экологического разрешения (КЭР);
✔ Экологические платежи и ответственность бизнеса;
✔ Современные IT-решения в сфере экологии;
✔ Автоматизация мониторинга, экологическая аналитика и электронная отчетность;
✔ Практические инструменты снижения экологических и регуляторных рисков предприятия.
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
🎤 СПИКЕРЫ
Практикующие эксперты с многолетним опытом работы в сфере антимонопольного регулирования, сопровождения расследований и проверок, а также специалисты в области ESG, экологического регулирования, НДТ, КЭР и цифровизации экологических процессов.
💼 УЧАСТНИКИ ПОЛУЧАТ:
✅ Практические рекомендации по снижению регуляторных рисков;
✅ Актуальную правоприменительную практику государственных органов;
✅ Реальные кейсы и инструменты для бизнеса;
✅ Понимание ESG-требований и возможностей привлечения зеленого финансирования;
✅ Возможность получить ответы на вопросы непосредственно от экспертов.
💰 Стоимость участия: 380 000 тенге (включая НДС)
⚡ Количество мест ограничено. Предварительная регистрация обязательна.
📞 +7 777 012 68 48
📩 [email protected]
🌐 www.monoexconsulting.kz
Forwarded from 𝗣𝗔𝗖𝗘 𝗣𝗿𝗼
Структура использования серы в России
Сера в России является прежде всего агрохимическим сырьем. Основной объем ее потребления приходится на химическую и нефтехимическую промышленность, около 87% совокупного спроса. Внутри этого сегмента доминирует производство серной кислоты и минеральных удобрений, на которое приходится порядка 83% общего использования серы.
Это означает, что стратегическая роль серы в России связана прежде всего с производством удобрений.
Распространенный тезис о «пороховом» значении серы сегодня не отражает реальную структуру спроса. Исторически сера действительно использовалась в старых видах пороха, однако в современном промышленном производстве порохов она давно не является базовым компонентом. Поэтому привязка российского рынка серы к военной промышленности методологически некорректна.
Ключевая зависимость находится в аграрном секторе. Сера необходима для производства серной кислоты, а серная кислота является базовым сырьем для выпуска минеральных удобрений. Нарушение этой цепочки напрямую влияет на доступность удобрений, урожайность, себестоимость сельхозпроизводства и конечные цены на продукты питания.
Таким образом, дефицит серы для России может стать не столько промышленной, сколько аграрной и социальной проблемой. Под ударом окажется устойчивость продовольственной системы.
В этом смысле сера является скрытым фундаментом продовольственной безопасности. Без стабильного доступа к сере Россия рискует столкнуться с дефицитом удобрений, снижением эффективности сельского хозяйства и, как следствие, с более широкими рисками продовольственного кризиса.
Сера в России является прежде всего агрохимическим сырьем. Основной объем ее потребления приходится на химическую и нефтехимическую промышленность, около 87% совокупного спроса. Внутри этого сегмента доминирует производство серной кислоты и минеральных удобрений, на которое приходится порядка 83% общего использования серы.
Это означает, что стратегическая роль серы в России связана прежде всего с производством удобрений.
Распространенный тезис о «пороховом» значении серы сегодня не отражает реальную структуру спроса. Исторически сера действительно использовалась в старых видах пороха, однако в современном промышленном производстве порохов она давно не является базовым компонентом. Поэтому привязка российского рынка серы к военной промышленности методологически некорректна.
Ключевая зависимость находится в аграрном секторе. Сера необходима для производства серной кислоты, а серная кислота является базовым сырьем для выпуска минеральных удобрений. Нарушение этой цепочки напрямую влияет на доступность удобрений, урожайность, себестоимость сельхозпроизводства и конечные цены на продукты питания.
Таким образом, дефицит серы для России может стать не столько промышленной, сколько аграрной и социальной проблемой. Под ударом окажется устойчивость продовольственной системы.
В этом смысле сера является скрытым фундаментом продовольственной безопасности. Без стабильного доступа к сере Россия рискует столкнуться с дефицитом удобрений, снижением эффективности сельского хозяйства и, как следствие, с более широкими рисками продовольственного кризиса.
ПОЧЕМУ ОТМЕНИЛИ ОБЩЕСТВЕННЫЕ СЛУШАНИЯ?
Ситуация вокруг проекта Silleno неожиданно вывела на поверхность очередной вопрос где заканчивается промышленное "развитие" и начинаются экологические риски?
Для доставки крупногабаритного оборудования на строящийся нефтехимический комплекс рассматривается маршрут через Волго-Донской канал и устье реки Жайык (Урал). Для этого требуется проведение дноуглубительных работ на участке более 9 км с извлечением около 363 тыс. кубометров грунта.
На первый взгляд обычное решение. Технически выполнимое. Но именно такие проекты часто становятся причиной острых экологических споров в Атырау.
Главный риск связан с рыбными ресурсами. Жайык остается одной из последних крупных рек Каспийского бассейна, сохранивших естественный режим течения. Здесь проходят миграционные пути рыбы и расположены нерестовые участки. Даже при проведении работ после нерестового периода неизбежно возникает вопрос насколько сильным будет воздействие на экосистему.
Второй риск, повышение мутности воды. Во время работы земснарядов в толщу воды поднимаются сотни тысяч кубометров донных отложений. Это влияет на кормовую базу рыб и состояние водной растительности.
Третий вопрос касается самих донных грунтов. За десятилетия в них могли накопиться нефтепродукты, тяжелые металлы и другие загрязняющие вещества. Их повторное попадание в водную среду способно создать дополнительные экологические проблемы.
Есть и более долгосрочные последствия. Любое дноуглубление меняет гидрологию русла. Сегодня задача состоит в обеспечении прохода судов, а завтра могут возникнуть вопросы перераспределения наносов, заиливания отдельных участков или изменения береговой линии.
Отсюда следует следующий вопрос. Насколько качественно проведена экологическая оценка и какие компенсационные меры предусмотрены?
Именно от ответов на эти вопросы зависит, станет ли дноуглубление очередным источником экологических проблем.
И вообще, что не так с этими проектами?
Ситуация вокруг проекта Silleno неожиданно вывела на поверхность очередной вопрос где заканчивается промышленное "развитие" и начинаются экологические риски?
Для доставки крупногабаритного оборудования на строящийся нефтехимический комплекс рассматривается маршрут через Волго-Донской канал и устье реки Жайык (Урал). Для этого требуется проведение дноуглубительных работ на участке более 9 км с извлечением около 363 тыс. кубометров грунта.
На первый взгляд обычное решение. Технически выполнимое. Но именно такие проекты часто становятся причиной острых экологических споров в Атырау.
Главный риск связан с рыбными ресурсами. Жайык остается одной из последних крупных рек Каспийского бассейна, сохранивших естественный режим течения. Здесь проходят миграционные пути рыбы и расположены нерестовые участки. Даже при проведении работ после нерестового периода неизбежно возникает вопрос насколько сильным будет воздействие на экосистему.
Второй риск, повышение мутности воды. Во время работы земснарядов в толщу воды поднимаются сотни тысяч кубометров донных отложений. Это влияет на кормовую базу рыб и состояние водной растительности.
Третий вопрос касается самих донных грунтов. За десятилетия в них могли накопиться нефтепродукты, тяжелые металлы и другие загрязняющие вещества. Их повторное попадание в водную среду способно создать дополнительные экологические проблемы.
Есть и более долгосрочные последствия. Любое дноуглубление меняет гидрологию русла. Сегодня задача состоит в обеспечении прохода судов, а завтра могут возникнуть вопросы перераспределения наносов, заиливания отдельных участков или изменения береговой линии.
Отсюда следует следующий вопрос. Насколько качественно проведена экологическая оценка и какие компенсационные меры предусмотрены?
Именно от ответов на эти вопросы зависит, станет ли дноуглубление очередным источником экологических проблем.
И вообще, что не так с этими проектами?
Forwarded from ENERGY ANALYTICS
Газовый экспорт Центральной Азии и Азербайджана: кто усилился, а кто потерял позиции?
За 2010-2024 годы экспорт природного газа у Казахстана, Узбекистана, Туркменистана и Азербайджана пошёл по четырём разным траекториям.
🇹🇲 Туркменистан остаётся крупнейшим экспортёром в группе. В 2023 году страна достигла пика - около 48 млрд м³, а в 2024 году сохранила высокий уровень - 47 млрд м³. Несмотря на колебания, Туркменистан стабильно держится значительно выше остальных стран региона.
🇦🇿 Азербайджан показал самый заметный рост. Если в 2010 году экспорт составлял около 5,5 млрд м³, то к 2024 году вырос до 27,6 млрд м³. Это почти пятикратный рост за 15 лет. Основной драйвер - расширение газового экспорта в Европу и рост роли Южного газового коридора.
🇰🇿 Казахстан достиг максимума в 2019 году - около 18 млрд м³, но после этого экспорт начал снижаться. К 2024 году показатель упал до 2,8 млрд м³. При этом Казахстан сам начал резко наращивать импорт российского газа: в 2023 году импорт из РФ составлял 0,5 млрд м³, а в 2024 году вырос до 3,8 млрд м³. По данным Минэнерго РК, этот импорт используется при необходимости для покрытия дефицита на внутреннем рынке. Экспорт газа по итогам 2025 года составил 11,8 млрд кубометров (рост на 3,5%), в декабре он увеличился на 66,1%, до 1,6 млрд кубов.
🇺🇿 Узбекистан прошёл путь от экспортёра к стране с падающим экспортным потенциалом.
В 2010 году экспорт был около 17 млрд м³, а к 2024 году снизился примерно до 2 млрд м³. Одновременно страна всё больше опирается на импорт: поставки российского газа в Узбекистан в 2025 году составили около 6,48 млрд м³, а в будущем обсуждается рост до 11 млрд м³ - почти на 70% больше.
📌 Получается важный разворот:
Туркменистан сохраняет лидерство в экспорте, Азербайджан резко усиливается, а Казахстан и Узбекистан постепенно переходят от роли экспортёров к странам, которым всё больше нужен импорт газа.
Источник по графику: OPEC Annual Statistical Bulletin, Spot, Kursiv.
🛢️ https://t.iss.one/EnergyAnalytic
За 2010-2024 годы экспорт природного газа у Казахстана, Узбекистана, Туркменистана и Азербайджана пошёл по четырём разным траекториям.
🇹🇲 Туркменистан остаётся крупнейшим экспортёром в группе. В 2023 году страна достигла пика - около 48 млрд м³, а в 2024 году сохранила высокий уровень - 47 млрд м³. Несмотря на колебания, Туркменистан стабильно держится значительно выше остальных стран региона.
🇦🇿 Азербайджан показал самый заметный рост. Если в 2010 году экспорт составлял около 5,5 млрд м³, то к 2024 году вырос до 27,6 млрд м³. Это почти пятикратный рост за 15 лет. Основной драйвер - расширение газового экспорта в Европу и рост роли Южного газового коридора.
🇰🇿 Казахстан достиг максимума в 2019 году - около 18 млрд м³, но после этого экспорт начал снижаться. К 2024 году показатель упал до 2,8 млрд м³. При этом Казахстан сам начал резко наращивать импорт российского газа: в 2023 году импорт из РФ составлял 0,5 млрд м³, а в 2024 году вырос до 3,8 млрд м³. По данным Минэнерго РК, этот импорт используется при необходимости для покрытия дефицита на внутреннем рынке. Экспорт газа по итогам 2025 года составил 11,8 млрд кубометров (рост на 3,5%), в декабре он увеличился на 66,1%, до 1,6 млрд кубов.
🇺🇿 Узбекистан прошёл путь от экспортёра к стране с падающим экспортным потенциалом.
В 2010 году экспорт был около 17 млрд м³, а к 2024 году снизился примерно до 2 млрд м³. Одновременно страна всё больше опирается на импорт: поставки российского газа в Узбекистан в 2025 году составили около 6,48 млрд м³, а в будущем обсуждается рост до 11 млрд м³ - почти на 70% больше.
📌 Получается важный разворот:
Туркменистан сохраняет лидерство в экспорте, Азербайджан резко усиливается, а Казахстан и Узбекистан постепенно переходят от роли экспортёров к странам, которым всё больше нужен импорт газа.
Источник по графику: OPEC Annual Statistical Bulletin, Spot, Kursiv.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
МЕСТНОЕ ВОЗДЕРЖАНИЕ
Вот так, скорее всего, лучше описать ситуацию с развитием местного содержания на трех крупных нефтегазовых проектах в Казахстане. Но это полбеды.
У нас некоторые чиновники создают препятствия казахстанским компаниям, которые развивают отрасль и реально работают над привлечением технологий в республику.
https://youtu.be/9Hwxq1ulv-c?si=hlR5PUZBGtcPGvbP
Вот так, скорее всего, лучше описать ситуацию с развитием местного содержания на трех крупных нефтегазовых проектах в Казахстане. Но это полбеды.
У нас некоторые чиновники создают препятствия казахстанским компаниям, которые развивают отрасль и реально работают над привлечением технологий в республику.
https://youtu.be/9Hwxq1ulv-c?si=hlR5PUZBGtcPGvbP
YouTube
За бортом Тенгиза: иностранцам – заказы, казахстанцам – барьеры
Почему иностранные нефтегазовые гиганты, работающие на казахстанских месторождениях, продолжают закупать товары на миллионы долларов за рубежом, когда аналогичная продукция производится внутри страны? Ведь требования к недропользователям, в частности, к компании…
ПОЧЕМУ ОТРАСЛЯМИ ДОЛЖНЫ УПРАВЛЯТЬ ПРОФЕССИОНАЛЫ?
История Леонида Костандова это наглядный урок того, как глубокое знание отрасли изнутри меняет судьбу целой страны. Когда во главе промышленности встал не просто чиновник, а человек, прошедший путь от рабочего до министра, отрасль совершила настоящий рывок. Он понимал каждый этап производства.
Костандов не просто ставил задачи. Он знал, как работают установки, как выстраиваются технологические цепочки и где скрыты «узкие места». Его личное погружение в производство позволяло видеть решения там, где другие видели тупик.
Именно Костандов заложил фундамент для подготовки инженеров, умел собирать вокруг себя единомышленников и мыслить стратегически на годы вперед.
В отличие от сторонних управленцев, профессионал всегда несет личную ответственность за результат.
Леонид Костандов уделял пристальное внимание вопросам экологии и улучшению условий труда. Его подход заключался не в предоставлении льгот за вредность, а в создании таких технологических процессов, которые изначально исключали бы вред здоровью и окружающей среде.
Попытки реформировать отрасль без понимания специфики процессов часто ведут к стагнации.
История Леонида Костандова это наглядный урок того, как глубокое знание отрасли изнутри меняет судьбу целой страны. Когда во главе промышленности встал не просто чиновник, а человек, прошедший путь от рабочего до министра, отрасль совершила настоящий рывок. Он понимал каждый этап производства.
Костандов не просто ставил задачи. Он знал, как работают установки, как выстраиваются технологические цепочки и где скрыты «узкие места». Его личное погружение в производство позволяло видеть решения там, где другие видели тупик.
Именно Костандов заложил фундамент для подготовки инженеров, умел собирать вокруг себя единомышленников и мыслить стратегически на годы вперед.
В отличие от сторонних управленцев, профессионал всегда несет личную ответственность за результат.
Леонид Костандов уделял пристальное внимание вопросам экологии и улучшению условий труда. Его подход заключался не в предоставлении льгот за вредность, а в создании таких технологических процессов, которые изначально исключали бы вред здоровью и окружающей среде.
Попытки реформировать отрасль без понимания специфики процессов часто ведут к стагнации.
YouTube
Леонид Костандов. Химическая формула успеха
Леонид Костандов. Химическая формула успеха (2023) – документальный фильм, Россия.
Леонид Костнадов в период экономического кризиса становится революционером в сфере советской химической промышленности. Внедрение ранее неизвестных технологий и тяга к новому…
Леонид Костнадов в период экономического кризиса становится революционером в сфере советской химической промышленности. Внедрение ранее неизвестных технологий и тяга к новому…
ПРОКЛЯТОЕ МЕСТО?
А почему завод KPI Inc никак не выйдет на проектные мощности уже 5 год? Почему-то Амурский с такими проблемами не сталкивается.
Я полагаю, тотальная проверка на заводе не помешает. Надо честно вскрыть два вопроса:
1) в чем причина постоянных проблем на производстве?
2) почему цена продажи 40% завода KPI Inc была занижена почти в 5 раз!
Чем не депутатский запрос?! Под гарантии государства был построен завод.
https://t.iss.one/nasslng/7168
А почему завод KPI Inc никак не выйдет на проектные мощности уже 5 год? Почему-то Амурский с такими проблемами не сталкивается.
Я полагаю, тотальная проверка на заводе не помешает. Надо честно вскрыть два вопроса:
1) в чем причина постоянных проблем на производстве?
2) почему цена продажи 40% завода KPI Inc была занижена почти в 5 раз!
Чем не депутатский запрос?! Под гарантии государства был построен завод.
https://t.iss.one/nasslng/7168
Telegram
Ассоциация НАСПГ
Амурский газохимический комплекс в феврале выйдет на полную мощность
Амурский газохимический комплекс (ГХК), совместный проект "Сибура" и китайской Sinopec, в феврале выйдет на полную мощность, сообщил РИА Новости губернатор Амурской области Василий Орлов.…
Амурский газохимический комплекс (ГХК), совместный проект "Сибура" и китайской Sinopec, в феврале выйдет на полную мощность, сообщил РИА Новости губернатор Амурской области Василий Орлов.…
НУ ДА, КОНЕЧНО...
В общем, иностранные консультанты активизировались. По их словам, несколько нефтегазовых компаний, представленных в Казахстане, заказывают аналитические отчеты по ситуации в Казахстане. Их интересует политические изменения, экономические и прочее.
Кто конкретно заказывает такую аналитику мне не сказали. Да и не важно. Я и так знаю.
В общем, иностранные консультанты активизировались. По их словам, несколько нефтегазовых компаний, представленных в Казахстане, заказывают аналитические отчеты по ситуации в Казахстане. Их интересует политические изменения, экономические и прочее.
Кто конкретно заказывает такую аналитику мне не сказали. Да и не важно. Я и так знаю.
Как Вы считаете что получили в итоге иностранные консультанты после обсуждения?
Final Results
21%
Дипломатичный отказ
27%
Ценную информацию
16%
Затрудняюсь ответить
36%
Зачем я, вообще, это читаю? :))))
Forwarded from DigitalBusiness.kz
В России из-за угрозы дефицита разрешили выпускать бензин низкого экологического класса «Евро-3» вместо «Евро-5» с повышенным содержанием серы.
Специально для Digital Business эксперт нефтегазовой отрасли
➤ Массовый завоз дешевого и грязного российского топлива в Казахстан маловероятен, но полностью исключать такой сценарий нельзя из-за дефицита в сезон отпусков.
➤ Сейчас отечественные НПЗ полностью закрывают внутренние потребности страны топливом высокого класса К4 и К5.
«Если в России возникнет серьезный дефицит, а Казахстан столкнется с локальными перебоями, теоретически могут появиться временные исключения или специальные решения регуляторов для поставок топлива класса пониже», - говорит Исмаилов.
➤ Бензин низкого класса «Евро-3» обходится дешевле в производстве, но продавать его дешевле никто не будет - отпускать его будут по цене «Евро-5».
➤ Изменение экологического класса никак не влияет на детонационную стойкость топлива и его привычную маркировку.
«Можно производить бензин АИ-92 или АИ-95 стандарта Евро-3 - формально октановое число останется прежним, но экологические характеристики будут хуже», - говорит Исмаилов.
➤ Топливо с высоким содержанием серы не изменит поведение машины сразу, но начнет постепенно разрушать топливную систему и катализаторы.
➤ Самое страшное: если такое топливо и поедет в Казахстан, то бытовой потребитель этого даже не заметит.
Подробнее — на сайте
👍 — Бензином
🥰 — Дизелем
🔥 — Розеткой
🗿 — Газом
🦄 — Нет машины
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Комментарий
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
В начале 2025 года мы планировали провести Съезд механиков и энергетиков Казахстана.
Идея была собрать специалистов из энергетики, нефтегаза, нефтепереработки, горнорудной отрасли и металлургии, чтобы откровенно обсудить накопившиеся проблемы и предложить практические решения.
По разным причинам съезд тогда не состоялся. Но за прошедшее время стало очевидно одно: проблемы никуда не исчезли. Более того, многие из них только обострились.
Достаточно посмотреть на недавние инциденты с трансформаторами на Тенгизе. Для многих это выглядело как локальная производственная проблема. На самом деле подобные случаи поднимают гораздо более широкий вопрос. Насколько отрасль обеспечена специалистами, способными качественно проектировать, эксплуатировать, диагностировать и обслуживать все более сложное энергетическое оборудование?
Не менее тревожная ситуация складывается и на крупных нефтеперерабатывающих заводах. Во многих случаях средний возраст энергетиков, электриков и специалистов по эксплуатации уже приближается к предпенсионному. Именно эти люди сегодня являются носителями критически важных знаний и практического опыта. Однако полноценная смена им пока не сформирована. Рано или поздно отрасль столкнется с риском потери компетенций, которые невозможно быстро восполнить ни закупкой оборудования, ни привлечением иностранных консультантов.
Сегодня говорят о строительстве новых электростанций, развитии возобновляемой энергетики, цифровизации и искусственном интеллекте. Однако за всеми этими проектами стоит главный вопрос: кто будет ими управлять через 10–15 лет?
Долгое время подготовке инженерных кадров уделялось недостаточно внимания. В результате сформировался дефицит специалистов, способных работать с современными энергетическими системами. Многие предприятия уже конкурируют не за технологии, а за людей.
При этом сама энергетика стремительно меняется. В отрасль приходят цифровые двойники, системы предиктивной диагностики, искусственный интеллект и автоматизация.
Существует и проблема дисбаланса в образовании. Молодежь все чаще выбирает доставку еды как способ заработать деньги, тогда как экономике страны остро необходимы инженеры, энергетики, механики, специалисты по автоматизации и технократы. Без них невозможно обеспечить ни промышленное развитие, ни энергетическую безопасность.
Я проводить этот съезд не могу в связи с занятостью, но напоминаю о необходимости решать эту проблему сообща и с удовольствием передам эту эстафету радеющим за отрасль организаторам и профильным министерствам.
https://t.iss.one/pacedot/779
Идея была собрать специалистов из энергетики, нефтегаза, нефтепереработки, горнорудной отрасли и металлургии, чтобы откровенно обсудить накопившиеся проблемы и предложить практические решения.
По разным причинам съезд тогда не состоялся. Но за прошедшее время стало очевидно одно: проблемы никуда не исчезли. Более того, многие из них только обострились.
Достаточно посмотреть на недавние инциденты с трансформаторами на Тенгизе. Для многих это выглядело как локальная производственная проблема. На самом деле подобные случаи поднимают гораздо более широкий вопрос. Насколько отрасль обеспечена специалистами, способными качественно проектировать, эксплуатировать, диагностировать и обслуживать все более сложное энергетическое оборудование?
Не менее тревожная ситуация складывается и на крупных нефтеперерабатывающих заводах. Во многих случаях средний возраст энергетиков, электриков и специалистов по эксплуатации уже приближается к предпенсионному. Именно эти люди сегодня являются носителями критически важных знаний и практического опыта. Однако полноценная смена им пока не сформирована. Рано или поздно отрасль столкнется с риском потери компетенций, которые невозможно быстро восполнить ни закупкой оборудования, ни привлечением иностранных консультантов.
Сегодня говорят о строительстве новых электростанций, развитии возобновляемой энергетики, цифровизации и искусственном интеллекте. Однако за всеми этими проектами стоит главный вопрос: кто будет ими управлять через 10–15 лет?
Долгое время подготовке инженерных кадров уделялось недостаточно внимания. В результате сформировался дефицит специалистов, способных работать с современными энергетическими системами. Многие предприятия уже конкурируют не за технологии, а за людей.
При этом сама энергетика стремительно меняется. В отрасль приходят цифровые двойники, системы предиктивной диагностики, искусственный интеллект и автоматизация.
Существует и проблема дисбаланса в образовании. Молодежь все чаще выбирает доставку еды как способ заработать деньги, тогда как экономике страны остро необходимы инженеры, энергетики, механики, специалисты по автоматизации и технократы. Без них невозможно обеспечить ни промышленное развитие, ни энергетическую безопасность.
Я проводить этот съезд не могу в связи с занятостью, но напоминаю о необходимости решать эту проблему сообща и с удовольствием передам эту эстафету радеющим за отрасль организаторам и профильным министерствам.
https://t.iss.one/pacedot/779
Telegram
𝗣𝗔𝗖𝗘
❗️АНОНС: Съезд механиков и энергетиков Казахстана - 2025
На основании поступающих предложений и обсуждений актуальных проблем в различных отраслях (нефтепереработка, горнорудная, металлургическая и тд), весной 2025 года мы планируем провести в Астане Съезд…
На основании поступающих предложений и обсуждений актуальных проблем в различных отраслях (нефтепереработка, горнорудная, металлургическая и тд), весной 2025 года мы планируем провести в Астане Съезд…
ШИЛО НА МЫЛО?
Я очень хочу разочаровать тех, кто распространяет новость о том, что ГПЗ на Карачаганаке построят к 2030 году.
Очевидно, что завод за 4 года НЕ будет построен. И заявленный предварительный бюджет в $6 млрд вызывает один неудобный вопрос: а чем эти 6 млрд отличаются от 6 млрд, которые заявлял КПО?
По сути это же было причиной отказа Казахстана инвесторам-акционерам Карачаганака в реализации проекта.
Второй момент, инфраструктура. Если КПО мог расположить ГПЗ на своей контрактной территории и воспользоваться существующими инженерными сетями, то теперь нужно строить новые. И в итоге 6 млрд превращаются в цифры большего значения.
Ну и самое странное. Эти самые 6 млрд это очень завышенный бюджет для ГПЗ. Там нет таких технологических сложностей как при проектировании и строительстве НПЗ. Просто сравните стоимость ГПЗ, которые строил Hyundai в других странах и всё станет очевидно.
Я очень хочу разочаровать тех, кто распространяет новость о том, что ГПЗ на Карачаганаке построят к 2030 году.
Очевидно, что завод за 4 года НЕ будет построен. И заявленный предварительный бюджет в $6 млрд вызывает один неудобный вопрос: а чем эти 6 млрд отличаются от 6 млрд, которые заявлял КПО?
По сути это же было причиной отказа Казахстана инвесторам-акционерам Карачаганака в реализации проекта.
Второй момент, инфраструктура. Если КПО мог расположить ГПЗ на своей контрактной территории и воспользоваться существующими инженерными сетями, то теперь нужно строить новые. И в итоге 6 млрд превращаются в цифры большего значения.
Ну и самое странное. Эти самые 6 млрд это очень завышенный бюджет для ГПЗ. Там нет таких технологических сложностей как при проектировании и строительстве НПЗ. Просто сравните стоимость ГПЗ, которые строил Hyundai в других странах и всё станет очевидно.
Forwarded from ENERGY ANALYTICS
🛢 Газовый экспорт Центральной Азии и Азербайджана: часть 2 - рынок стал менее сбалансированным
В первой части мы посмотрели на траектории каждой страны отдельно.
Теперь - на общую картину: как менялась структура совокупного экспорта газа Казахстана, Узбекистана, Туркменистана и Азербайджана.
Главное, что показывает stacked bar chart: общий экспорт группы в 2023-2024 годах вернулся к высоким значениям - около 80 млрд м³. Но внутри этой цифры структура стала совсем другой.
В 2010 году экспорт был распределен более равномерно: заметные объемы приходились сразу на несколько стран - Туркменистан, Узбекистан, Казахстан и Азербайджан.
К 2024 году картина стала более концентрированной: основную часть экспорта формируют уже Туркменистан и Азербайджан.
📌 То есть общий объем вроде бы остался сильным, но баланс внутри группы изменился.
Если раньше Казахстан и Узбекистан занимали заметное место в региональном экспорте, то теперь их вклад стал минимальным. На их место в структуре постепенно вышел Азербайджан, а Туркменистан сохранил роль базового экспортного центра.
Особенно показателен 2024 год:
- общий экспорт четырех стран - около 80 млрд м³;
🇹🇲 Туркменистан - 47 млрд м³;
🇦🇿 Азербайджан - 28 млрд м³;
🇰🇿 Казахстан и 🇺🇿 Узбекистан вместе всего около 5 млрд м³.
Получается, что почти весь экспорт группы сегодня держится на двух странах.
В 2025 году объем обратной закачки газа в Казахстане составил около 34 млрд м³.
Для сравнения: экспорт газа Азербайджана в том же году 25,187 млрд м³.
То есть Казахстан закачивает обратно в пласт объём, сопоставимый с экспортом крупного газового экспортёра региона.
Конечно, этот газ нельзя просто перенаправить на экспорт: обратная закачка нужна для поддержания добычи нефти и конденсата.
Но масштаб показывает, что при другой структуре переработки и инфраструктуры Казахстан мог бы выглядеть на газовой карте региона гораздо сильнее.
📌 Главный вывод:
за 2010–2024 годы региональный газовый экспорт не просто изменился по объему - он стал более концентрированным.
Центр тяжести сместился от более распределённой модели к связке Туркменистан + Азербайджан, тогда как Казахстан и Узбекистан постепенно потеряли прежнюю экспортную роль.
Источник: OPEC Annual Statistical Bulletin
🛢️ https://t.iss.one/EnergyAnalytics
В первой части мы посмотрели на траектории каждой страны отдельно.
Теперь - на общую картину: как менялась структура совокупного экспорта газа Казахстана, Узбекистана, Туркменистана и Азербайджана.
Главное, что показывает stacked bar chart: общий экспорт группы в 2023-2024 годах вернулся к высоким значениям - около 80 млрд м³. Но внутри этой цифры структура стала совсем другой.
В 2010 году экспорт был распределен более равномерно: заметные объемы приходились сразу на несколько стран - Туркменистан, Узбекистан, Казахстан и Азербайджан.
К 2024 году картина стала более концентрированной: основную часть экспорта формируют уже Туркменистан и Азербайджан.
📌 То есть общий объем вроде бы остался сильным, но баланс внутри группы изменился.
Если раньше Казахстан и Узбекистан занимали заметное место в региональном экспорте, то теперь их вклад стал минимальным. На их место в структуре постепенно вышел Азербайджан, а Туркменистан сохранил роль базового экспортного центра.
Особенно показателен 2024 год:
- общий экспорт четырех стран - около 80 млрд м³;
🇹🇲 Туркменистан - 47 млрд м³;
🇦🇿 Азербайджан - 28 млрд м³;
🇰🇿 Казахстан и 🇺🇿 Узбекистан вместе всего около 5 млрд м³.
Получается, что почти весь экспорт группы сегодня держится на двух странах.
В 2025 году объем обратной закачки газа в Казахстане составил около 34 млрд м³.
Для сравнения: экспорт газа Азербайджана в том же году 25,187 млрд м³.
То есть Казахстан закачивает обратно в пласт объём, сопоставимый с экспортом крупного газового экспортёра региона.
Конечно, этот газ нельзя просто перенаправить на экспорт: обратная закачка нужна для поддержания добычи нефти и конденсата.
Но масштаб показывает, что при другой структуре переработки и инфраструктуры Казахстан мог бы выглядеть на газовой карте региона гораздо сильнее.
📌 Главный вывод:
за 2010–2024 годы региональный газовый экспорт не просто изменился по объему - он стал более концентрированным.
Центр тяжести сместился от более распределённой модели к связке Туркменистан + Азербайджан, тогда как Казахстан и Узбекистан постепенно потеряли прежнюю экспортную роль.
Источник: OPEC Annual Statistical Bulletin
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
В трейдерской среде обсуждают, что в Китай полипропилен продают по $600 за тонну. Это как-то неразумно поддерживать иностранных производителей ПП-продукции, пока отечественные загибаются.
https://t.iss.one/oilgazKZ/3865
https://t.iss.one/oilgazKZ/3865
Telegram
Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
⁉️ Факт. Полипропиленовый завод ТОО «KPI» отрапортовал о снижении цен на продукцию в целях поддержки бизнеса местных переработчиков, однако забыл упомянуть, что ранее резко повысил эти цены почти на 20%.
Комментарий. В середине июня завод объявил о снижении…
Комментарий. В середине июня завод объявил о снижении…
Forwarded from 𝗣𝗔𝗖𝗘
Казахстанская нефтегазовая отрасль стоит на распутье. Малые месторождения теряют рентабельность, газовый рынок зажат монополией, а нефтехимия буксует на мегапроектах. При этом именно эти сегменты обеспечивают топливную безопасность страны и устойчивость внутреннего рынка.
Мы подготовили обзор ключевых инициатив: от поддержки зрелых месторождений и либерализации газового сектора до пересмотра стратегии нефтехимии и закрепления налогов в регионах. Речь идёт не просто о цифрах и схемах — это вопрос энергетической и социальной стабильности Казахстана.
Читать подробно:
https://telegra.ph/Predlagaemye-iniciativy-po-razvitiyu-neftegazovoj-otrasli-i-obespecheniyu-toplivnoj-bezopasnosti-09-21
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Telegraph
Предлагаемые инициативы по развитию нефтегазовой отрасли и обеспечению топливной безопасности
1. Малые нефтегазовые месторождения — опора внутреннего рынка Сегодня малые и зрелые нефтегазовые месторождения остаются в тени крупных проектов, хотя именно они обеспечивают основные поставки нефти на отечественные НПЗ. Эти месторождения являются основой…