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…
𝗣𝗔𝗖𝗘
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…
СОБСТВЕННО КОММЕНТАРИЙ
Сначала небольшая подводка:
А теперь причем тут ГПЗ на Карачаганаке.
Представьте, что действующее предприятие говорит о восстановлении существующих производственных линий сроком до 5 лет. Это не строительство нового завода. Это только восстановление! Стоит ли напоминать, что с логистикой у Катара ситуация намного лучше, чем у Казахстана. Добавьте сюда нехватку оборудования и очереди у производителей этого самого оборудования.
А теперь задайте себе вопрос: как за 4 года Казахстан планирует построить новый газоперерабатывающий завод?
Я всегда говорил, что в Казахстане нет проблем с хорошими инициативами. В Казахстане проблема с исполнением. А тут проблемы начались уже до исполнения. Здесь элементарно посчитать не могут адекватно. И транслируют на всю страну.
И после этого мы еще удивляемся...
Сначала небольшая подводка:
QatarEnergy готова возобновить производство сжиженного природного газа на своем заводе в Рас-Лаффане, естественно, за исключением двух повреждённых линий. Ранее заявлялось, что полное восстановление линий займёт до пяти лет.
А теперь причем тут ГПЗ на Карачаганаке.
Представьте, что действующее предприятие говорит о восстановлении существующих производственных линий сроком до 5 лет. Это не строительство нового завода. Это только восстановление! Стоит ли напоминать, что с логистикой у Катара ситуация намного лучше, чем у Казахстана. Добавьте сюда нехватку оборудования и очереди у производителей этого самого оборудования.
А теперь задайте себе вопрос: как за 4 года Казахстан планирует построить новый газоперерабатывающий завод?
Я всегда говорил, что в Казахстане нет проблем с хорошими инициативами. В Казахстане проблема с исполнением. А тут проблемы начались уже до исполнения. Здесь элементарно посчитать не могут адекватно. И транслируют на всю страну.
И после этого мы еще удивляемся...
ТЕНГИЗ ПУСТЯТ НА СОҒЫМ?
Сейчас в отрасли активно обсуждают идею закачки кашаганского газа на Тенгиз. Даже если это пока только обсуждение, сама постановка вопроса очень показательная. Она говорит о главном, что проблема поддержания добычи на Тенгизе уже не вопрос далекого будущего. Это вопрос настоящего.
Тенгиз после запуска ПБР должен был стать главным драйвером роста нефтедобычи Казахстана. Только в 2025 году ТШО добыл около 39 млн тонн нефти. При общем плане страны в 96,2 млн тонн это уже примерно 40% всей национальной добычи. В отдельные месяцы 2026 года Тенгиз подходил почти к 1 млн баррелей в сутки. То есть это не просто крупное месторождение. Это фактически нефтяной фундамент Казахстана.
И вот здесь начинается самое интересное. Если Тенгизу действительно может не хватать собственного газа для поддержания пластового давления, то это уже другой уровень риска. Потому что газ на таких месторождениях это не просто товар. Это инструмент сохранения добычи.
По мнению некоторых специалистов этот газ нужен пласту, и его нехватка не останется без последствий. Это падение давления, а значит снижение добычи нефти.
Зачем тогда Казахстан строит газосепарационный комплекс на Тенгизе с экономикой, которая до сих пор вызывает вопросы?
Речь идет о проекте стоимостью около $2 млрд. Его задача перерабатывать до 10 млрд кубометров сухого газа в год и извлекать этана и пропана для газохимии. Этан, пропан, полиэтилен, индустриализация, добавленная стоимость. Это, конечно, всё звучит красиво. Но есть один нюанс.
Если ради этой схемы кто-то начинает создавать дефицит газа для самого Тенгиза, то это уже не индустриальная политика. Это игра с главным нефтяным активом страны.
Тенгиз это десятки миллионов тонн нефти в год. Это миллиарды долларов экспортной выручки. Это налоги, дивиденды, рабочие места, КТК, бюджет и макроэкономическая стабильность.
ГСК это всё же вспомогательный проект. Нельзя ставить телегу впереди лошади. Нельзя строить газохимию так, чтобы под риск попадала базовая нефтедобыча. Нельзя ради красивого отчета по переделу сырья ослаблять месторождение, которое в ближайшие годы будет обеспечивать почти половину всей добычи Казахстана.
Тем более Тенгиз уже показал свою чувствительность. В 2026 году сбои на месторождении сразу отражались на всей добыче страны. Один крупный инцидент и Казахстан теряет экспорт, бюджетные поступления.
Поэтому вопрос нужно ставить прямо. Готов ли Казахстан рисковать Тенгизом ради газосепарационного комплекса стоимостью около $2 млрд? Готов ли Казахстан пожертвовать устойчивостью месторождения, которое генерирует для страны на порядок больше стоимости?
И главный вопрос: кто именно посчитал, что экономический эффект от ГСК выше, чем риск потери добычи на Тенгизе?
Пока на эти вопросы нет публичных ответов, разговор о закачке кашаганского газа на Тенгиз будет звучать не как техническая идея, а как тревожный сигнал. Потому что если Тенгизу уже нужен внешний газ, значит, проблема не в том, где взять сырье для газохимии. Проблема в том, как не потерять главный нефтяной актив Казахстана.
Сейчас в отрасли активно обсуждают идею закачки кашаганского газа на Тенгиз. Даже если это пока только обсуждение, сама постановка вопроса очень показательная. Она говорит о главном, что проблема поддержания добычи на Тенгизе уже не вопрос далекого будущего. Это вопрос настоящего.
Тенгиз после запуска ПБР должен был стать главным драйвером роста нефтедобычи Казахстана. Только в 2025 году ТШО добыл около 39 млн тонн нефти. При общем плане страны в 96,2 млн тонн это уже примерно 40% всей национальной добычи. В отдельные месяцы 2026 года Тенгиз подходил почти к 1 млн баррелей в сутки. То есть это не просто крупное месторождение. Это фактически нефтяной фундамент Казахстана.
И вот здесь начинается самое интересное. Если Тенгизу действительно может не хватать собственного газа для поддержания пластового давления, то это уже другой уровень риска. Потому что газ на таких месторождениях это не просто товар. Это инструмент сохранения добычи.
По мнению некоторых специалистов этот газ нужен пласту, и его нехватка не останется без последствий. Это падение давления, а значит снижение добычи нефти.
Зачем тогда Казахстан строит газосепарационный комплекс на Тенгизе с экономикой, которая до сих пор вызывает вопросы?
Речь идет о проекте стоимостью около $2 млрд. Его задача перерабатывать до 10 млрд кубометров сухого газа в год и извлекать этана и пропана для газохимии. Этан, пропан, полиэтилен, индустриализация, добавленная стоимость. Это, конечно, всё звучит красиво. Но есть один нюанс.
Если ради этой схемы кто-то начинает создавать дефицит газа для самого Тенгиза, то это уже не индустриальная политика. Это игра с главным нефтяным активом страны.
Тенгиз это десятки миллионов тонн нефти в год. Это миллиарды долларов экспортной выручки. Это налоги, дивиденды, рабочие места, КТК, бюджет и макроэкономическая стабильность.
ГСК это всё же вспомогательный проект. Нельзя ставить телегу впереди лошади. Нельзя строить газохимию так, чтобы под риск попадала базовая нефтедобыча. Нельзя ради красивого отчета по переделу сырья ослаблять месторождение, которое в ближайшие годы будет обеспечивать почти половину всей добычи Казахстана.
Тем более Тенгиз уже показал свою чувствительность. В 2026 году сбои на месторождении сразу отражались на всей добыче страны. Один крупный инцидент и Казахстан теряет экспорт, бюджетные поступления.
Поэтому вопрос нужно ставить прямо. Готов ли Казахстан рисковать Тенгизом ради газосепарационного комплекса стоимостью около $2 млрд? Готов ли Казахстан пожертвовать устойчивостью месторождения, которое генерирует для страны на порядок больше стоимости?
И главный вопрос: кто именно посчитал, что экономический эффект от ГСК выше, чем риск потери добычи на Тенгизе?
Пока на эти вопросы нет публичных ответов, разговор о закачке кашаганского газа на Тенгиз будет звучать не как техническая идея, а как тревожный сигнал. Потому что если Тенгизу уже нужен внешний газ, значит, проблема не в том, где взять сырье для газохимии. Проблема в том, как не потерять главный нефтяной актив Казахстана.
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
Советские мультфильмы заиграли по-новому...
1
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
РЕКЛАМА НА FINANCIAL TIMES
Интересный получился отрывок. Словно призыв ведущего международного СМИ прислушиваться к PACE:
Today it's choosing a different path. The PACE is fast. Whatever it builds, the rest of the world has reason to watch.
Смысловой перевод:
Сегодня время выбирать другой путь. PACE очень быстро меняет мир. Что бы он ни строил, у остального мира есть основания наблюдать за этим.
Интересный получился отрывок. Словно призыв ведущего международного СМИ прислушиваться к PACE:
Today it's choosing a different path. The PACE is fast. Whatever it builds, the rest of the world has reason to watch.
Смысловой перевод:
Сегодня время выбирать другой путь. PACE очень быстро меняет мир. Что бы он ни строил, у остального мира есть основания наблюдать за этим.
КАЛЕНДАРЬ НЕФТЯНЫХ КРИЗИСОВ
У нефтяных кризисов есть свой ритм. Если посмотреть на даты крупнейших мировых нефтяных и энергетических кризисов, можно увидеть определенную закономерность. Если считать все крупные шоки нефтяного рынка, включая не только скачки цен, но и обвалы, то после 1973 года средний интервал между кризисами составляет примерно 4–6 лет.
То есть нефтяной рынок каждые несколько лет получает серьезный удар. Здесь важна не календарная, а структурная закономерность. Сначала несколько лет накапливаются дисбалансы: недоинвестиции, перегрев спроса, геополитические риски, проблемы с логистикой, ошибки регулирования и иллюзия, что «рынок сам все поправит». Потом появляется триггер: война, революция, санкции, пандемия, решение ОПЕК, блокада маршрута или резкое изменение спроса.
Закономерность в том, что каждые 4–6 лет мировая нефтяная система подходит к точке, где накопленные противоречия становятся слишком большими. И тогда нужен только повод.
В итоге получается простая формула:
кризис = накопленный дисбаланс + внешний триггер
Теперь к Казахстану. Если отталкиваться от этой логики, следующий опасный диапазон для мирового нефтяного рынка может прийтись как раз на 2030–2032 годы. Ирония в том, что именно к этому периоду Казахстан, согласно отчетам и официальным планам, рассчитывает запустить почти всё. Газоперерабатывающие мощности. Нефтехимические заводы. Инфраструктурные проекты. Большие планы, которые сегодня заканчиваются словами «к 2030 году».
Но что будет потом? Вот в этом и главный вопрос. Потому что запуск проектов сам по себе не отменяет кризис. Иногда он просто переносит проблему на следующий уровень. Если Казахстан к 2030 году выйдет на более высокую добычу нефти, а проблемы с КТК не решатся, то возникнет вопрос куда ее экспортировать? Если запустятся газоперерабатывающие заводы, возникнет вопрос хватит ли сырья, электроэнергии, воды, кадров и инфраструктуры? Если страна сделает ставку на экспорт, возникнет вопрос не упрется ли всё снова в маршруты, тарифы, санкции и внешнюю конъюнктуру?
То есть к 2030–2032 годам Казахстан может столкнуться не с дефицитом проектов, а с дефицитом системного управления. Это разные вещи.
Построить завод можно. Но встроить его в экономику так, чтобы он стал источником роста еще сложнее.
История нефтяных кризисов показывает одно. Рынок сначала долго делает вид, что всё под контролем. А потом резко объясняет, что контроль был иллюзией. Но если горизонт планирования это сегодняшний вечер, то, конечно, никаких проблем нет.
У нефтяных кризисов есть свой ритм. Если посмотреть на даты крупнейших мировых нефтяных и энергетических кризисов, можно увидеть определенную закономерность. Если считать все крупные шоки нефтяного рынка, включая не только скачки цен, но и обвалы, то после 1973 года средний интервал между кризисами составляет примерно 4–6 лет.
То есть нефтяной рынок каждые несколько лет получает серьезный удар. Здесь важна не календарная, а структурная закономерность. Сначала несколько лет накапливаются дисбалансы: недоинвестиции, перегрев спроса, геополитические риски, проблемы с логистикой, ошибки регулирования и иллюзия, что «рынок сам все поправит». Потом появляется триггер: война, революция, санкции, пандемия, решение ОПЕК, блокада маршрута или резкое изменение спроса.
Закономерность в том, что каждые 4–6 лет мировая нефтяная система подходит к точке, где накопленные противоречия становятся слишком большими. И тогда нужен только повод.
В итоге получается простая формула:
кризис = накопленный дисбаланс + внешний триггер
Теперь к Казахстану. Если отталкиваться от этой логики, следующий опасный диапазон для мирового нефтяного рынка может прийтись как раз на 2030–2032 годы. Ирония в том, что именно к этому периоду Казахстан, согласно отчетам и официальным планам, рассчитывает запустить почти всё. Газоперерабатывающие мощности. Нефтехимические заводы. Инфраструктурные проекты. Большие планы, которые сегодня заканчиваются словами «к 2030 году».
Но что будет потом? Вот в этом и главный вопрос. Потому что запуск проектов сам по себе не отменяет кризис. Иногда он просто переносит проблему на следующий уровень. Если Казахстан к 2030 году выйдет на более высокую добычу нефти, а проблемы с КТК не решатся, то возникнет вопрос куда ее экспортировать? Если запустятся газоперерабатывающие заводы, возникнет вопрос хватит ли сырья, электроэнергии, воды, кадров и инфраструктуры? Если страна сделает ставку на экспорт, возникнет вопрос не упрется ли всё снова в маршруты, тарифы, санкции и внешнюю конъюнктуру?
То есть к 2030–2032 годам Казахстан может столкнуться не с дефицитом проектов, а с дефицитом системного управления. Это разные вещи.
Построить завод можно. Но встроить его в экономику так, чтобы он стал источником роста еще сложнее.
История нефтяных кризисов показывает одно. Рынок сначала долго делает вид, что всё под контролем. А потом резко объясняет, что контроль был иллюзией. Но если горизонт планирования это сегодняшний вечер, то, конечно, никаких проблем нет.
ВЕТЕР СЕВЕРНЫЙ
По оценочным данным, казахстанско-российскую границу в разные периоды пересекают от 15 до 25 тысяч автомобилей в сутки. Это не фиксированная величина. Поток зависит от сезона, отпусков, состояния дорог, работы пунктов пропуска, очередей, транзита грузов и административных процедур.
Теперь стресс-сценарий. Если условно принять, что каждый автомобиль заправляет полный бак объемом 70 литров, то суточный объем топлива составит до 2 млн литров. За месяц такой поток превращается уже в 60 млн литров топлива. Это порядка 40 тыс. тонн топлива в месяц. То есть даже в осторожной расчетной модели приграничный поток может создавать спрос, сопоставимый с небольшим региональным рынком.
Среднемесячный объем потребления автомобильного бензина можно оценивать примерно в 440–450 тыс. тонн. Дизельного топлива около 480 тыс. тонн в зависимости от сезона. На этом фоне 40 тыс. тонн топлива в месяц может показаться не критичной величиной. Но это ошибочное впечатление.
Проблема не в доле от всего национального рынка. Проблема в концентрации спроса. Если эти объемы равномерно распределить по Казахстану, система их переварит. Но если они концентрируются в приграничных районах, возникает локальный дефицит в северных и восточных регионах Казахстана.
https://t.iss.one/oilgazKZ/3889
По оценочным данным, казахстанско-российскую границу в разные периоды пересекают от 15 до 25 тысяч автомобилей в сутки. Это не фиксированная величина. Поток зависит от сезона, отпусков, состояния дорог, работы пунктов пропуска, очередей, транзита грузов и административных процедур.
Теперь стресс-сценарий. Если условно принять, что каждый автомобиль заправляет полный бак объемом 70 литров, то суточный объем топлива составит до 2 млн литров. За месяц такой поток превращается уже в 60 млн литров топлива. Это порядка 40 тыс. тонн топлива в месяц. То есть даже в осторожной расчетной модели приграничный поток может создавать спрос, сопоставимый с небольшим региональным рынком.
Среднемесячный объем потребления автомобильного бензина можно оценивать примерно в 440–450 тыс. тонн. Дизельного топлива около 480 тыс. тонн в зависимости от сезона. На этом фоне 40 тыс. тонн топлива в месяц может показаться не критичной величиной. Но это ошибочное впечатление.
Проблема не в доле от всего национального рынка. Проблема в концентрации спроса. Если эти объемы равномерно распределить по Казахстану, система их переварит. Но если они концентрируются в приграничных районах, возникает локальный дефицит в северных и восточных регионах Казахстана.
https://t.iss.one/oilgazKZ/3889
Telegram
Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
⛔️ Факт. Казахстан усилил контроль на границе после подорожания и дефицита бензина в России.
Комментарий. Сегодня, в субботу, премьер Олжас Бектенов провел совещание с руководством Министерства энергетики, МВД, Пограничной службы КНБ и АФМ по текущей ситуации…
Комментарий. Сегодня, в субботу, премьер Олжас Бектенов провел совещание с руководством Министерства энергетики, МВД, Пограничной службы КНБ и АФМ по текущей ситуации…
Forwarded from 𝗣𝗔𝗖𝗘
КУРАМ НА СМЕХ
Тут пишут, что при стоимости контракта на строительство ГСК на Тенгизе в $2 млрд, требование по казсодержанию составляет 30%. И❗️ в случае недостижения этого показателя предусмотрен душераздирающий штраф в $40 млн.
Это 2% от стоимости контракта, Карл!🤍 🤍
❕ ЗО%, на минутку, это $700 млн.
❓ Что легче заплатить штраф в $40 млн. или искать в Казахстане местное содержание на $700 млн?
Тут пишут, что при стоимости контракта на строительство ГСК на Тенгизе в $2 млрд, требование по казсодержанию составляет 30%. И
Это 2% от стоимости контракта, Карл!
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from 𝗣𝗔𝗖𝗘
ИЗ 4 БУКВ СЛОВО "СЧАСТЬЕ" НЕ СОБЕРЕШЬ...
Я пообщался с коллегами из США, Англии и на Ближнем Востоке по экономике проекта ГСК. Проанализировали аналогичные проекты в мире. После сделали совместные расчёты, взяв за основу прогнозы цен на Brent от IHS. Для газа ГСК рассмотрели два сценария: если ТШО будет продавать газ по $55 (красная кривая) и газ по цене $29 (синяя кривая) за 1 тыс м3. В данном случае, чем дешевле, тем выгоднее для проекта.
🤑 Результат неутешительный в обоих случаях. При цене $55 государство может потерять около 700 млн долларов. Даже при цене $29 проект по нашим расчетам не выходит на окупаемость, а государственные потери могут превысить 400 млн долларов.
➡️ Выводы напрашиваются сами...
Я пообщался с коллегами из США, Англии и на Ближнем Востоке по экономике проекта ГСК. Проанализировали аналогичные проекты в мире. После сделали совместные расчёты, взяв за основу прогнозы цен на Brent от IHS. Для газа ГСК рассмотрели два сценария: если ТШО будет продавать газ по $55 (красная кривая) и газ по цене $29 (синяя кривая) за 1 тыс м3. В данном случае, чем дешевле, тем выгоднее для проекта.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
НОВЫЙ РЕКОРД
Проверил текущие цены на этан в Китае. Они достигли $15 за 1 MMBtu. Получается, что этан с ГСК предлагают продавать в 30 раз дешевле, чем в Китае?
Интересная бизнес-модель. Продать всё всем дешево. Главное, чтоб не досталось отечественным производителям.
https://t.iss.one/pacedot/1408
Проверил текущие цены на этан в Китае. Они достигли $15 за 1 MMBtu. Получается, что этан с ГСК предлагают продавать в 30 раз дешевле, чем в Китае?
Интересная бизнес-модель. Продать всё всем дешево. Главное, чтоб не досталось отечественным производителям.
https://t.iss.one/pacedot/1408
Telegram
𝗣𝗔𝗖𝗘
КАЗАХСТАН - СЫРЬЕВОЙ ПРИДАТОК ПОЛИЭТИЛЕНА?
На фоне мировых трендов Казахстан принуждают продолжать практику продажи за бесценок собственных стратегических ресурсов. В данном случае этан, при чем по цене, которая выглядит просто смехотворно на мировом фоне.…
На фоне мировых трендов Казахстан принуждают продолжать практику продажи за бесценок собственных стратегических ресурсов. В данном случае этан, при чем по цене, которая выглядит просто смехотворно на мировом фоне.…
Поддержите ли Вы использование воды из р. Кигач для нужд проекта Полиэтилен в Атырауской области?
Anonymous Poll
20%
Да, поддерживаю
80%
Нет, не поддерживаю
НЕУДОБНЫЙ ВОПРОС
По поводу возможностей транспортировки казахстанской нефти по нефтепрововду Баку-Супса есть очень неудобный момент. Часть трубопровода (около 1,5 км) расположена на территории Ленинградского района Южной Осетии. В 2008 году после известных событий этот участок полностью перешёл под контроль осетинской стороны. И как быть с этим фактором? - хочется спросить тех, кто этот маршрут ответственно освещает...
По поводу возможностей транспортировки казахстанской нефти по нефтепрововду Баку-Супса есть очень неудобный момент. Часть трубопровода (около 1,5 км) расположена на территории Ленинградского района Южной Осетии. В 2008 году после известных событий этот участок полностью перешёл под контроль осетинской стороны. И как быть с этим фактором? - хочется спросить тех, кто этот маршрут ответственно освещает...
НА НЕФТЯНОЙ ГУЩЕ
Почти 15 лет назад международная компания Technip получила два контракта на общую сумму около 50 млн евро, касающихся выполнения услуг по проектированию (FEED) объектов на двух нефтеперерабатывающих заводах Казахстана в Павлодаре и Шымкенте.
С учетом опыта работы в Казахстане, разработку технико-экономическому обоснования 4-го НПЗ могут также передать французской компании. Есть такая традиция в Казахстане привлекать всех тех, кто ранее участвовал в модернизации казахстанских НПЗ. Если техническое задание на выполнегие работ уже составлено, то очень важно обязать подрядчика уже сейчас определять поставщиков оборудования с требованием в будущем производить комплектующие в Казахстане, что увеличит местное содержание и привлечет технологии. Соотвественно, повысятся компетенции местных кадров.
Насколько это будет исполнено зависит от профильного ведомства. Тем более на начальном этапе проектирования это сделать намного проще, чем принуждать иностранные компании, когда проект уже находится на стадии реализации.
Почти 15 лет назад международная компания Technip получила два контракта на общую сумму около 50 млн евро, касающихся выполнения услуг по проектированию (FEED) объектов на двух нефтеперерабатывающих заводах Казахстана в Павлодаре и Шымкенте.
С учетом опыта работы в Казахстане, разработку технико-экономическому обоснования 4-го НПЗ могут также передать французской компании. Есть такая традиция в Казахстане привлекать всех тех, кто ранее участвовал в модернизации казахстанских НПЗ. Если техническое задание на выполнегие работ уже составлено, то очень важно обязать подрядчика уже сейчас определять поставщиков оборудования с требованием в будущем производить комплектующие в Казахстане, что увеличит местное содержание и привлечет технологии. Соотвественно, повысятся компетенции местных кадров.
Насколько это будет исполнено зависит от профильного ведомства. Тем более на начальном этапе проектирования это сделать намного проще, чем принуждать иностранные компании, когда проект уже находится на стадии реализации.
МИРОВОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА
Потребление газа в мире растет. В 2025 году мировое потребление газа выросло на 25 млрд куб. м по сравнению с 2024 годом.
Значимыми событиями стали снижение интереса к проектам в области возобновляемой энергии и пересмотр приоритетов развития в пользу углеводородов в ряде стран и международных энергетических компаний.
Природный газ будет и дальше играть ключевую роль в мировой энергетике. По прогнозам, его потребление в мире продолжит расти: к 2050 году оно увеличится более чем на треть и превысит 5,7 трлн куб. м. Наибольший вклад в прирост потребления внесет производство электроэнергии. В частности, только развитие мощностей центров обработки данных может обеспечить более 10% ожидаемого прироста спроса на газ.
Лидером по росту потребления газа в долгосрочной перспективе будет Китай. Существенное увеличение спроса на газ также прогнозируется и в других странах Глобального Юга. Их совокупная доля в мировом газопотреблении к 2050 году составит около 70%.
Потребление газа в мире растет. В 2025 году мировое потребление газа выросло на 25 млрд куб. м по сравнению с 2024 годом.
Значимыми событиями стали снижение интереса к проектам в области возобновляемой энергии и пересмотр приоритетов развития в пользу углеводородов в ряде стран и международных энергетических компаний.
Природный газ будет и дальше играть ключевую роль в мировой энергетике. По прогнозам, его потребление в мире продолжит расти: к 2050 году оно увеличится более чем на треть и превысит 5,7 трлн куб. м. Наибольший вклад в прирост потребления внесет производство электроэнергии. В частности, только развитие мощностей центров обработки данных может обеспечить более 10% ожидаемого прироста спроса на газ.
Лидером по росту потребления газа в долгосрочной перспективе будет Китай. Существенное увеличение спроса на газ также прогнозируется и в других странах Глобального Юга. Их совокупная доля в мировом газопотреблении к 2050 году составит около 70%.
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
⚡️Факт. Выросший из турецкого семейного нефтехимического бизнеса Bayegan Group трейдер BGN INT DMCC со штаб-квартирой в Дубае стал по итогам 2025 года крупнейшим продавцом сырой нефти и нефтепродуктов «КазМунайГаза» с долей в выручке около 23%.
Комментарий. Вторым крупнейшим нефтетрейдером КМГ является Vitol, его доля в итоговой выручке Группы КМГ составила около 13%. С этим стратегическим партнёром нацкомпании как раз таки всё понятно – учитывая миллиардные предэкспортные авансы, которые Vitol исторически выдает «КазМунайГазу», их позиции железобетонны.
💰А вот с новичком есть вопросы. Еще годом ранее, в 2024, ведущими трейдерами КМГ были Petraco Energies с швейцарскими корнями (20% в выручке) и тот же Vitol S.A. (18%). И вот мало кому известная семейная фирма из Турции стремительно врывается на тендер КМГ, выигрывает его и даже «отгрызает» долю Vitol, которого до этого дня называли не иначе как «The King of Oil in Kazakhstan».
❗️Кстати, на рынке ходят упорные слухи, что BGN «не вытягивает» контракт с КМГ и вынужден перепродавать часть объемов «Трафигуре», еще одному глобальному игроку. Но, скорее всего, это просто досужие разговоры – ведь возможности BGN были тщательно проверены «КазМунайГазом» перед подписанием контракта!
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.iss.one/oilgazKZ
Комментарий. Вторым крупнейшим нефтетрейдером КМГ является Vitol, его доля в итоговой выручке Группы КМГ составила около 13%. С этим стратегическим партнёром нацкомпании как раз таки всё понятно – учитывая миллиардные предэкспортные авансы, которые Vitol исторически выдает «КазМунайГазу», их позиции железобетонны.
💰А вот с новичком есть вопросы. Еще годом ранее, в 2024, ведущими трейдерами КМГ были Petraco Energies с швейцарскими корнями (20% в выручке) и тот же Vitol S.A. (18%). И вот мало кому известная семейная фирма из Турции стремительно врывается на тендер КМГ, выигрывает его и даже «отгрызает» долю Vitol, которого до этого дня называли не иначе как «The King of Oil in Kazakhstan».
❗️Кстати, на рынке ходят упорные слухи, что BGN «не вытягивает» контракт с КМГ и вынужден перепродавать часть объемов «Трафигуре», еще одному глобальному игроку. Но, скорее всего, это просто досужие разговоры – ведь возможности BGN были тщательно проверены «КазМунайГазом» перед подписанием контракта!
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.iss.one/oilgazKZ
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
💰Факт. Превратившийся в 2025 году в крупнейшего трейдера нефтью «КазМунайГаза» турецкий холдинг Bayegan Group (BGN) несколько лет назад участвовал в схемах «нефть в обмен на нефтепродукты» с Ливийской национальной нефтяной компанией, которые позже вызвали вопросы у государственных аудиторов.
Комментарий. В 2021 году Ливия переживала тяжелый кризис: длительные отключения электричества из-за нехватки топлива для электростанций, огромные очереди на АЗС за бензином и дизелем. Правительство поручило решить эту проблему национальной нефтегазовой компании NOC. Ситуация осложнялась дефицитом валютной ликвидности у компании, и единственным способом быстро организовать импорт топлива без наличных стал бартер. Специальным распоряжением совета министров NOC был разрешён бартерный механизм «нефть в обмен на топливо».
💸 Технически это был не бартер, а зачёт взаимных обязательств: иностранная компания покупает ливийскую нефть; она же поставляет в страну бензин и дизель, при этом стоимость поставленного топлива вычитается из стоимости нефти. Участниками этой схемы стали в том числе турецкие компании BGN International и BGN Energy LLC. Как позже установили аудиторы, общая стоимость экспортированной в 2023 году ливийской нацкомпанией сырой нефти составила $28,83 млрд, при этом 31% нефти на $8,8 млрд «ушёл» в бартерную схему, а стоимость импортированного топлива составила всего $8,5 млрд. Также в Годовом отчёте Ливийского аудиторского бюро отмечается, что бартер повлёк переплату почти на $1 млрд. Какие еще тайны хранит BGN?
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.iss.one/oilgazKZ
Комментарий. В 2021 году Ливия переживала тяжелый кризис: длительные отключения электричества из-за нехватки топлива для электростанций, огромные очереди на АЗС за бензином и дизелем. Правительство поручило решить эту проблему национальной нефтегазовой компании NOC. Ситуация осложнялась дефицитом валютной ликвидности у компании, и единственным способом быстро организовать импорт топлива без наличных стал бартер. Специальным распоряжением совета министров NOC был разрешён бартерный механизм «нефть в обмен на топливо».
💸 Технически это был не бартер, а зачёт взаимных обязательств: иностранная компания покупает ливийскую нефть; она же поставляет в страну бензин и дизель, при этом стоимость поставленного топлива вычитается из стоимости нефти. Участниками этой схемы стали в том числе турецкие компании BGN International и BGN Energy LLC. Как позже установили аудиторы, общая стоимость экспортированной в 2023 году ливийской нацкомпанией сырой нефти составила $28,83 млрд, при этом 31% нефти на $8,8 млрд «ушёл» в бартерную схему, а стоимость импортированного топлива составила всего $8,5 млрд. Также в Годовом отчёте Ливийского аудиторского бюро отмечается, что бартер повлёк переплату почти на $1 млрд. Какие еще тайны хранит BGN?
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.iss.one/oilgazKZ
Telegram
Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
⚡️Факт. Выросший из турецкого семейного нефтехимического бизнеса Bayegan Group трейдер BGN INT DMCC со штаб-квартирой в Дубае стал по итогам 2025 года крупнейшим продавцом сырой нефти и нефтепродуктов «КазМунайГаза» с долей в выручке около 23%.
Комментарий.…
Комментарий.…
ПЭ'РАЛЛЕЛЬНАЯ ВСЕЛЕННАЯ
Может всё-таки денег на проекте Полиэтилен действительно нет? Вместо Сибура финасирует ЕАБР на сумму 450 млн долларов.
Теперь Банк Развития Казахстана оказывается тоже рассматривает финансирование за кого-то. Причем оценка стоимости проекта почему-то $2,9 млрд при заявленной стоимости более $7 млрд.
Интересно какую оценку проекта озвучивают, например, Президенту? Или главное запутать следы?
Может всё-таки денег на проекте Полиэтилен действительно нет? Вместо Сибура финасирует ЕАБР на сумму 450 млн долларов.
Теперь Банк Развития Казахстана оказывается тоже рассматривает финансирование за кого-то. Причем оценка стоимости проекта почему-то $2,9 млрд при заявленной стоимости более $7 млрд.
Интересно какую оценку проекта озвучивают, например, Президенту? Или главное запутать следы?