РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА
Большинство не верит, что перенос ремонта пройдет совсем без риска. За вариант «последствий не будет» проголосовали только 30% участников. При этом 46% считают, что перенос ремонта может закончиться аварийным остановом. Еще 26% не смогли дать оценку, что тоже показательно. Это означает, что уверенности в надежности оборудования у людей нет. Главный вывод показательный. Перенос ремонта нельзя считать безопасным решением.
Интересно и другое. Из тех, кто ожидает проблемы, большинство ставит на январь-февраль 2027 года, а не на осень 2026-го. То есть объект сможет какое-то время проработать без ремонта, но риск возрастет в период максимальных нагрузок и сложных погодных условий.
Если объединить все варианты, кроме «последствий не будет», получается, что 72% участников либо ожидают негативный сценарий, либо не уверены в благополучном исходе.
Для тех, кто подписался под данным решением как со стороны Казахстана, так и со стороны инвесторов это серьезный повод задуматься. Коллективный разум пока не ошибался в опросах, которые проводил PACE.
Большинство не верит, что перенос ремонта пройдет совсем без риска. За вариант «последствий не будет» проголосовали только 30% участников. При этом 46% считают, что перенос ремонта может закончиться аварийным остановом. Еще 26% не смогли дать оценку, что тоже показательно. Это означает, что уверенности в надежности оборудования у людей нет. Главный вывод показательный. Перенос ремонта нельзя считать безопасным решением.
Интересно и другое. Из тех, кто ожидает проблемы, большинство ставит на январь-февраль 2027 года, а не на осень 2026-го. То есть объект сможет какое-то время проработать без ремонта, но риск возрастет в период максимальных нагрузок и сложных погодных условий.
Если объединить все варианты, кроме «последствий не будет», получается, что 72% участников либо ожидают негативный сценарий, либо не уверены в благополучном исходе.
Для тех, кто подписался под данным решением как со стороны Казахстана, так и со стороны инвесторов это серьезный повод задуматься. Коллективный разум пока не ошибался в опросах, которые проводил PACE.
Если сравнить с лидерами рынка маркировки топлива, такими как Authentex, SICPA или Authentix, то у них обычно публикуются десятки государственных программ в Африке, Латинской Америке и Азии.
У Nanolumi в открытом доступе таких референсов пока немного. Вместо списка стран компания акцентирует внимание на результатах (!) пилотных проектов.
Поэтому хотелось бы узнать:
1. В каких странах технология работает на национальном уровне?
2. Какой годовой объем маркируемого топлива по каждой стране?
3. Есть ли независимые аудиторские отчеты по результатам внедрения?
4. На сколько процентов выросли налоговые поступления после запуска?
5. Есть ли случаи судебного признания результатов тестирования Reyal?
6. Кто является владельцем данных системы?
7. Есть ли успешные внедрения в странах СНГ или ЕАЭС?
Ну и главный вопрос за чей счет банкет?
https://t.me/Minenergokz/9456
У Nanolumi в открытом доступе таких референсов пока немного. Вместо списка стран компания акцентирует внимание на результатах (!) пилотных проектов.
Поэтому хотелось бы узнать:
1. В каких странах технология работает на национальном уровне?
2. Какой годовой объем маркируемого топлива по каждой стране?
3. Есть ли независимые аудиторские отчеты по результатам внедрения?
4. На сколько процентов выросли налоговые поступления после запуска?
5. Есть ли случаи судебного признания результатов тестирования Reyal?
6. Кто является владельцем данных системы?
7. Есть ли успешные внедрения в странах СНГ или ЕАЭС?
Ну и главный вопрос за чей счет банкет?
https://t.me/Minenergokz/9456
Telegram
QR Energetıka mınıstrligi
🔶Молекулярную маркировку топлива могут внедрить в Казахстане
▪️29 мая на площадке АО «НК «КазМунайГаз» c участием вице-министра энергетики Бакытжана Ильяса и вице-министра торговли и интеграции Асета Нусупова состоялось рабочее совещание по вопросам молекулярной…
▪️29 мая на площадке АО «НК «КазМунайГаз» c участием вице-министра энергетики Бакытжана Ильяса и вице-министра торговли и интеграции Асета Нусупова состоялось рабочее совещание по вопросам молекулярной…
БОРЖОМИ НЕ ПОМОЖЕТ...
США подписали с Азербайджаном энергетические сделки на $8 млрд. Exxon и Chevron заходят в новые разведочные проекты. Вашингтон прямо обозначил Азербайджан как ключевой узел энергетического коридора в Европу. А это меняет всю логику вокруг нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Раньше для Баку казахстанская нефть была удобным способом загрузить маршрут и усилить значение Азербайджана как транзитной страны. Теперь ситуация изменилась. Азербайджан вновь становится площадкой для большой нефти. Причем с участием двух американских гигантов.
На этом фоне идея транскаспийского нефтепровода для казахстанской нефти начинает выглядеть иначе. Для Казахстана он по-прежнему нужен. Нужно снижать зависимость от КТК и российских маршрутов. Но вопрос в другом. Нужен ли он теперь Азербайджану? Если Баку получает новые собственные объемы, новых американских партнеров и статус ключевого энергетического узла для Европы, зачем ему строить отдельную инфраструктуру под казахстанскую нефть?
Вот такая неприятная правда.
США подписали с Азербайджаном энергетические сделки на $8 млрд. Exxon и Chevron заходят в новые разведочные проекты. Вашингтон прямо обозначил Азербайджан как ключевой узел энергетического коридора в Европу. А это меняет всю логику вокруг нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Раньше для Баку казахстанская нефть была удобным способом загрузить маршрут и усилить значение Азербайджана как транзитной страны. Теперь ситуация изменилась. Азербайджан вновь становится площадкой для большой нефти. Причем с участием двух американских гигантов.
На этом фоне идея транскаспийского нефтепровода для казахстанской нефти начинает выглядеть иначе. Для Казахстана он по-прежнему нужен. Нужно снижать зависимость от КТК и российских маршрутов. Но вопрос в другом. Нужен ли он теперь Азербайджану? Если Баку получает новые собственные объемы, новых американских партнеров и статус ключевого энергетического узла для Европы, зачем ему строить отдельную инфраструктуру под казахстанскую нефть?
Вот такая неприятная правда.
ВОЗВРАЩЕНИЕ CHEVRON
В продолжение предыдущего поста некоторые исторические аспекты, объясняющие длительное отсутствие компании Chevron в Азербайджане.
В начале 2000-х годов Chevron выступала оператором проекта «Абшерон», который был недавно запущен. В какой-то момент американская компания сочла данный проект неперспективным и приняла решение о выходе из него. Подобные решения, как известно, требуют согласования на уровне президента страны. На тот момент президентом Азербайджана был Гейдар Алиев. Он не стремился принудительно удерживать Chevron, предоставив компании время для обдумывания столь значимого шага, поскольку выход из проекта и из страны повлек бы за собой последствия: повторный допуск компании в Азербайджан стал бы невозможным. Несмотря на это, решение было принято. Гейдар Алиев сдержал свое слово: при его правлении Chevron не смогла вернуться в Азербайджан.
На сегодняшний день мировая и региональная обстановка изменилась. В этих условиях возвращение Chevron к участию в азербайджанских нефтегазовых проектах представляет собой значительное достижение.
А коллег из Азербайджана хочу поздравить с недавним официальным запуском «Абшерона». İşlərinizdə uğurlar arzulayıram!
В продолжение предыдущего поста некоторые исторические аспекты, объясняющие длительное отсутствие компании Chevron в Азербайджане.
В начале 2000-х годов Chevron выступала оператором проекта «Абшерон», который был недавно запущен. В какой-то момент американская компания сочла данный проект неперспективным и приняла решение о выходе из него. Подобные решения, как известно, требуют согласования на уровне президента страны. На тот момент президентом Азербайджана был Гейдар Алиев. Он не стремился принудительно удерживать Chevron, предоставив компании время для обдумывания столь значимого шага, поскольку выход из проекта и из страны повлек бы за собой последствия: повторный допуск компании в Азербайджан стал бы невозможным. Несмотря на это, решение было принято. Гейдар Алиев сдержал свое слово: при его правлении Chevron не смогла вернуться в Азербайджан.
На сегодняшний день мировая и региональная обстановка изменилась. В этих условиях возвращение Chevron к участию в азербайджанских нефтегазовых проектах представляет собой значительное достижение.
А коллег из Азербайджана хочу поздравить с недавним официальным запуском «Абшерона». İşlərinizdə uğurlar arzulayıram!
СЕМЬ МИЛЛИОНОВ
Первые переговоры по транспортировке казахстанской нефти по маршруту через БТД были зафиксированы на уровне 25 млн тонн в год. Впоследствии, как в известном приложении заявили, что «маршрут перестроен».
https://t.me/oilgazKZ/3798
Первые переговоры по транспортировке казахстанской нефти по маршруту через БТД были зафиксированы на уровне 25 млн тонн в год. Впоследствии, как в известном приложении заявили, что «маршрут перестроен».
https://t.me/oilgazKZ/3798
Telegram
Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
🔵 Факт. С 1 июля управление нефтепроводом Баку-Тбилиси-Джейхан перейдет от BP к Socar.
Комментарий. Как заявил региональный президент BP по Азербайджану, Грузии и Турции Джованни Кристофоли:
«Передача операторства должна быть осуществлена 1 июля,…
Комментарий. Как заявил региональный президент BP по Азербайджану, Грузии и Турции Джованни Кристофоли:
«Передача операторства должна быть осуществлена 1 июля,…
ВОДЫ Ж МНОГО...
Для начала приведу цитату:
– Касым-Жомарт Токаев.
На этом фоне АО «Мангистаумунайгаз» пошел еще дальше. Оказывается компания использует волжскую воду, по сути своей питьевую, (!) в технологическом процессе для поддержания пластового давления. И сколько питьевой воды они туда закачивают?
Интересно получается. Президент говорит одно, «Мангистаумунайгаз» делает по-своему...
Для начала приведу цитату:
Ни в коем случае нельзя повторять инциденты, которые имели место в Медеуском районе в южной части, когда люди остались без воды. Я вижу, план имеется. Вообще, Казахстан – вододефицитная страна, нам нужна общая страновая программа. Вот вы говорите, что питьевой водой поливают сады, моют машины и так далее, этого ни в коем случае допускать нельзя, этого нигде ни в одной стране нет. Водосберегающие технологии должны применяться, должна внедряться культура сбережения воды среди граждан.
– Касым-Жомарт Токаев.
На этом фоне АО «Мангистаумунайгаз» пошел еще дальше. Оказывается компания использует волжскую воду, по сути своей питьевую, (!) в технологическом процессе для поддержания пластового давления. И сколько питьевой воды они туда закачивают?
Интересно получается. Президент говорит одно, «Мангистаумунайгаз» делает по-своему...
Forwarded from Казахстан и все-все-все
Восьмой комитет Курултая – каким он должен быть
Сейчас в Мажилисе и Сенате по 7 комитетов в каждом, но так как Курултай гораздо больше то там можно 8 комитетов. Я вообще предлагал до 10, но не поддержали. Большой комитет тут важно что всегда имеет кворум на заседании, может сразу вести несколько законов, организовывать мероприятия и на все у него хватит людей.
Однако для комитета является проблемой, когда в нем сочетаются несовместимые функции. У нас есть такой комитет – по вопросам экологии и природопользованию. Дело в том, что эти функции крайне трудно сбалансировать – всегда что-то будет преобладать, что-то угнетаться. Охранять природу и ее использовать – это разные вещи.
Необходимо выделить отдельно недропользование в отдельный комитет Курултая, который будет восьмой по счету. Недропользование – это основа нашей экономики, но ему, как я уже много раз писал, уделяют крайне мало внимания. И отдельный комитет сразу усилил работу.
А работы много – перед нашим недропользованием стоят огромные задачи:
1. Раскрытие геологической информации
2. Разработка новых обобщающих монографий, в которых будет опыт индустрии за 40 лет
3. Переработка техногенных минеральных образований
4. Геологоразведка с новыми методами по всей территории страны
5. Повышение коэффициента извлечения на месторождения
6. Освоение новых месторождение и старых резервных месторождений
7. Разработка новых моделей и условий недропользования
Фактически, мы сейчас должны сделать такой же рывок какой был сделан 100 лет и заново запустить большой цикл недропользования. И без особого внимания со стороны власти, а Курултай законодательная власть, тут не обойтись.
Сейчас в Мажилисе и Сенате по 7 комитетов в каждом, но так как Курултай гораздо больше то там можно 8 комитетов. Я вообще предлагал до 10, но не поддержали. Большой комитет тут важно что всегда имеет кворум на заседании, может сразу вести несколько законов, организовывать мероприятия и на все у него хватит людей.
Однако для комитета является проблемой, когда в нем сочетаются несовместимые функции. У нас есть такой комитет – по вопросам экологии и природопользованию. Дело в том, что эти функции крайне трудно сбалансировать – всегда что-то будет преобладать, что-то угнетаться. Охранять природу и ее использовать – это разные вещи.
Необходимо выделить отдельно недропользование в отдельный комитет Курултая, который будет восьмой по счету. Недропользование – это основа нашей экономики, но ему, как я уже много раз писал, уделяют крайне мало внимания. И отдельный комитет сразу усилил работу.
А работы много – перед нашим недропользованием стоят огромные задачи:
1. Раскрытие геологической информации
2. Разработка новых обобщающих монографий, в которых будет опыт индустрии за 40 лет
3. Переработка техногенных минеральных образований
4. Геологоразведка с новыми методами по всей территории страны
5. Повышение коэффициента извлечения на месторождения
6. Освоение новых месторождение и старых резервных месторождений
7. Разработка новых моделей и условий недропользования
Фактически, мы сейчас должны сделать такой же рывок какой был сделан 100 лет и заново запустить большой цикл недропользования. И без особого внимания со стороны власти, а Курултай законодательная власть, тут не обойтись.
Forwarded from Ресурсная линия
Поправки по сделкам с недропользованием
Мажилис принял поправку Комитета по вопросам экологии и природопользованию, повышающую планку с 1 до 25%, когда не требуется разрешение государства на сделки, связанные с правом недропользования.
Что это значит на практике?
Это значит, что если завтра кто то захочет продать кому угодно 24,9% в:
- ERG;
- Кашаган;
- Тенгиз;
- Казцинк;
- Казфосфат;
- Казазот
То можно не спрашивать об этом у государства.
Мы понимаем, когда бюрократизируют и отказывают без повода по сделкам с юниорами по небольшим долям или в разведочных активах, когда никаких запасов еще нет, но так, чтобы выводить из разрешительного режима сделки на все виды крупных ресурсных активов.
Там и другие опасные поправки, связанные с привилегированными акциями, которые при случае могут становиться голосующими и решающими.
Это все неправильно…
Но, как говорится, кто первый добежал, тот и прав.
Мажилис принял поправку Комитета по вопросам экологии и природопользованию, повышающую планку с 1 до 25%, когда не требуется разрешение государства на сделки, связанные с правом недропользования.
Что это значит на практике?
Это значит, что если завтра кто то захочет продать кому угодно 24,9% в:
- ERG;
- Кашаган;
- Тенгиз;
- Казцинк;
- Казфосфат;
- Казазот
То можно не спрашивать об этом у государства.
Мы понимаем, когда бюрократизируют и отказывают без повода по сделкам с юниорами по небольшим долям или в разведочных активах, когда никаких запасов еще нет, но так, чтобы выводить из разрешительного режима сделки на все виды крупных ресурсных активов.
Там и другие опасные поправки, связанные с привилегированными акциями, которые при случае могут становиться голосующими и решающими.
Это все неправильно…
Но, как говорится, кто первый добежал, тот и прав.
ЕСТЬ ЛИ ГАЗ ДЛЯ АРМЕНИИ?
Снизить зависимость от российского газа за 2–3 года реалистично только частично. На 20–40% максимум, это в оптимистичном сценарии. Полная или значительная диверсификация в такие сжатые сроки маловероятна из-за инфраструктурных, политических и технических ограничений. Армения потребляет около 2,5–2,8 млрд м³ газа в год, российские поставки составляют ~2,2–2,3 млрд м³, иранские ~0,4–0,5 млрд м³ по схеме «газ в обмен на электроэнергию».
Иран это самый реалистичный, но ограниченный вариант по пропускной способности трубопровода и внутренних сетей. Нужны расширение, компрессорные станции и, возможно, второй трубопровод, а это годы проектирования, финансирования и строительства. Во-вторых, Иран сам имеет дефицит газа зимой и проблемы с производством и экспортом из-за санкций, есть старение месторождений (South Pars). Конфликт с США и Израилем значительно ослабил Иран. Азербайджан пока можно не рассматривать. Политически сложные отношения. И конечно нет прямого работающего соединения. Для СПГ нет терминала, Армения страна без выхода к морю.
За 2–3 года Армения может нарастить иранскую долю и начать подготовку других маршрутов, но радикального снижения зависимости не получится. Полная диверсификация это вопрос 5–10 лет плюс политической стабильности. И самое важное, газотранспортная и газораспределительная система Армении контролируется и эксплуатируется компанией ЗАО «Газпром Армения», которая является 100%-ной дочерней компанией ПАО «Газпром». Что Армения будет с этим делать?
Снизить зависимость от российского газа за 2–3 года реалистично только частично. На 20–40% максимум, это в оптимистичном сценарии. Полная или значительная диверсификация в такие сжатые сроки маловероятна из-за инфраструктурных, политических и технических ограничений. Армения потребляет около 2,5–2,8 млрд м³ газа в год, российские поставки составляют ~2,2–2,3 млрд м³, иранские ~0,4–0,5 млрд м³ по схеме «газ в обмен на электроэнергию».
Иран это самый реалистичный, но ограниченный вариант по пропускной способности трубопровода и внутренних сетей. Нужны расширение, компрессорные станции и, возможно, второй трубопровод, а это годы проектирования, финансирования и строительства. Во-вторых, Иран сам имеет дефицит газа зимой и проблемы с производством и экспортом из-за санкций, есть старение месторождений (South Pars). Конфликт с США и Израилем значительно ослабил Иран. Азербайджан пока можно не рассматривать. Политически сложные отношения. И конечно нет прямого работающего соединения. Для СПГ нет терминала, Армения страна без выхода к морю.
За 2–3 года Армения может нарастить иранскую долю и начать подготовку других маршрутов, но радикального снижения зависимости не получится. Полная диверсификация это вопрос 5–10 лет плюс политической стабильности. И самое важное, газотранспортная и газораспределительная система Армении контролируется и эксплуатируется компанией ЗАО «Газпром Армения», которая является 100%-ной дочерней компанией ПАО «Газпром». Что Армения будет с этим делать?
YouTube
«50 млн €»: Армения Еуропаға бет бұра ма?
Алдағы уақытта Армения газ импорты бойынша Ресейден бөлек балама жолдарды табуы екіталай. Бұл туралы арнамызға сұқбат берген сарапшы Асқар Исмаилов айтты. Ал Еуро Одақ болса Арменияға 50 млн евро қаржылай көмек көрсетпек. Урсула фон дер Ляйен мұны Ресейдің…
РАЗМЫШЛЕНИЯ С РАСУЛОМ РЫСМАМБЕТОВЫМ
В Хрустальный шар не смотрели, но кое-какие мысли есть...
https://t.me/baigenews_kz/46923
В Хрустальный шар не смотрели, но кое-какие мысли есть...
https://t.me/baigenews_kz/46923
Telegram
BAQ.KZ / rus
🛢️ ОПЕК+ решает судьбу нефти: что ждать Казахстану от встречи 7 июня
7 июня страны ОПЕК+ вновь обсудят нефтяной рынок, квоты на добычу и выполнение обязательств. Для Казахстана это решение может стать одним из ключевых экономических сигналов лета: от него…
7 июня страны ОПЕК+ вновь обсудят нефтяной рынок, квоты на добычу и выполнение обязательств. Для Казахстана это решение может стать одним из ключевых экономических сигналов лета: от него…
CUI PRODEST?
В сети опубликовали два новостных события, имевших место в разное время и в разных странах: одно в Севастополе, другое в Таразе. Объединяет их отрасль и уголовные последствия противоправных действий.
Примечательно другое обстоятельство. Некоторые вопросы, которые задавались в связи с событием в Севастополе, можно перенести на события в Таразе. Выводы могут оказаться весьма неприятными.
Кому-то очень сильно не дает покоя вопрос серого экспорта ГСМ из Казахстана, объем которого на самом деле капля в море по сравнению с объемами нефтепереработки в стране. Но если цифры перевести в другие измерения, то, конечно, звучать они будут громко. Допустим, 1 литр это целых 1000 милилитров. Не важно что милилитров, главное ТЫСЯЧА!
Тогда можно всю вину за возможный топливный кризис переложить на нерадивых коммерсантов или бизнесменов, а не решать структурную проблему в отрасли, которая копится годами в стране.
Например, как молекулярная маркировка ГСМ поможет прикрыть серый экспорт? Вы же не думаете, что таможенная служба в микроскоп будет проверять каждый милилитр вывозимого бензина?
В сети опубликовали два новостных события, имевших место в разное время и в разных странах: одно в Севастополе, другое в Таразе. Объединяет их отрасль и уголовные последствия противоправных действий.
Примечательно другое обстоятельство. Некоторые вопросы, которые задавались в связи с событием в Севастополе, можно перенести на события в Таразе. Выводы могут оказаться весьма неприятными.
Кому-то очень сильно не дает покоя вопрос серого экспорта ГСМ из Казахстана, объем которого на самом деле капля в море по сравнению с объемами нефтепереработки в стране. Но если цифры перевести в другие измерения, то, конечно, звучать они будут громко. Допустим, 1 литр это целых 1000 милилитров. Не важно что милилитров, главное ТЫСЯЧА!
Тогда можно всю вину за возможный топливный кризис переложить на нерадивых коммерсантов или бизнесменов, а не решать структурную проблему в отрасли, которая копится годами в стране.
Например, как молекулярная маркировка ГСМ поможет прикрыть серый экспорт? Вы же не думаете, что таможенная служба в микроскоп будет проверять каждый милилитр вывозимого бензина?
Telegram
Андрей Гусий
300 рублей за литр бензина
«Тут силовики накрыли подпольного продавца бензина в Севастополе. Мужчина торговал топливом вне заправки, не имея разрешительных документов. Объявление он разместил на онлайн-площадке. По его словам, бензин он привез с материковой…
«Тут силовики накрыли подпольного продавца бензина в Севастополе. Мужчина торговал топливом вне заправки, не имея разрешительных документов. Объявление он разместил на онлайн-площадке. По его словам, бензин он привез с материковой…
ЫНТЭРЭСНО
Казахстанские экспортеры серы перенаправят объемы в Грузию из-за ограничений логистики на Каспии?!
Правительство Казахстана точно хочет использовать Argus источником информации о рыночных ценах и для целей налогообложения, мониторинга внутреннего и экспортного рынков энергоресурсов?
Как бы... тут... это... Не совсем адекватная информация, если что.
Казахстанские экспортеры серы перенаправят объемы в Грузию из-за ограничений логистики на Каспии?!
Правительство Казахстана точно хочет использовать Argus источником информации о рыночных ценах и для целей налогообложения, мониторинга внутреннего и экспортного рынков энергоресурсов?
Как бы... тут... это... Не совсем адекватная информация, если что.
ГАЗОВЫЕ СУБСИДИИ В КАЗАХСТАНЕ
Газ в Европе дорожает, а Казахстан продолжает закачивать его под землю. К началу июня запасы газа в Германии заполнены всего на 33%. Для сравнения, в июне 2022 года показатель был около 50%. Ситуация пока не кризисная, но рынок уже реагирует. Причина бональна. Европа больше не может рассчитывать на российский трубопроводный газ как раньше. Американский СПГ остается главным источником замещения, но теперь за него активно конкурирует Азия. Дополнительное давление создают риски для поставок через Ормузский пролив.
На этом фоне цены растут. Средняя цена газа на европейском хабе TTF достигла около €43 за МВт·ч. Это примерно $500–550 за тысячу кубометров. Для понимания масштаба стоит отметить, что еще несколько лет назад такие цены считались экстремальными. Хотя на пике цены достигали $3000 за тысячу кубометров.
И здесь возникает интересный вопрос для Казахстана. Больше половины добываемого в стране газа сегодня закачивается обратно в пласт якобы для поддержания добычи нефти. Это более 30 млрд кубических метров в год. Операторы трех крупных проектов утверждают, что это технологическая необходимость. Но уже много было сказано, что этот миф был развеян более 10 лет назад опытно-промышленным путем.
Становится очевидно, насколько дорогим ресурсом становится газ на мировом рынке. При цене $500 за тысячу кубометров экспорт даже нескольких миллиардов кубометров газа способен приносить миллиарды долларов валютной выручки.
Пока Европа ищет каждый дополнительный кубометр газа, Казахстан продолжает ежегодно закачивать под землю десятки миллиардов кубометров. Это хороший повод задуматься. Кто-то не понимает, кто-то не хочет понимать. А ведь есть действующие мощности глубокой переработке газа, есть проекты реальной бизнесовой газохимии, есть возможности увеличения коммерческого объема производства газа у нас в стране.
Повторюсь еще раз, что газ это самостоятельный стратегический товар. И чем выше цены в Европе, тем дороже становится каждая тысяча кубометров, которую Казахстан пока не может вывести на рынок, и продолжает субсидировать газодобывающие компании. Только не казахстанские.
Газ в Европе дорожает, а Казахстан продолжает закачивать его под землю. К началу июня запасы газа в Германии заполнены всего на 33%. Для сравнения, в июне 2022 года показатель был около 50%. Ситуация пока не кризисная, но рынок уже реагирует. Причина бональна. Европа больше не может рассчитывать на российский трубопроводный газ как раньше. Американский СПГ остается главным источником замещения, но теперь за него активно конкурирует Азия. Дополнительное давление создают риски для поставок через Ормузский пролив.
На этом фоне цены растут. Средняя цена газа на европейском хабе TTF достигла около €43 за МВт·ч. Это примерно $500–550 за тысячу кубометров. Для понимания масштаба стоит отметить, что еще несколько лет назад такие цены считались экстремальными. Хотя на пике цены достигали $3000 за тысячу кубометров.
И здесь возникает интересный вопрос для Казахстана. Больше половины добываемого в стране газа сегодня закачивается обратно в пласт якобы для поддержания добычи нефти. Это более 30 млрд кубических метров в год. Операторы трех крупных проектов утверждают, что это технологическая необходимость. Но уже много было сказано, что этот миф был развеян более 10 лет назад опытно-промышленным путем.
Становится очевидно, насколько дорогим ресурсом становится газ на мировом рынке. При цене $500 за тысячу кубометров экспорт даже нескольких миллиардов кубометров газа способен приносить миллиарды долларов валютной выручки.
Пока Европа ищет каждый дополнительный кубометр газа, Казахстан продолжает ежегодно закачивать под землю десятки миллиардов кубометров. Это хороший повод задуматься. Кто-то не понимает, кто-то не хочет понимать. А ведь есть действующие мощности глубокой переработке газа, есть проекты реальной бизнесовой газохимии, есть возможности увеличения коммерческого объема производства газа у нас в стране.
Повторюсь еще раз, что газ это самостоятельный стратегический товар. И чем выше цены в Европе, тем дороже становится каждая тысяча кубометров, которую Казахстан пока не может вывести на рынок, и продолжает субсидировать газодобывающие компании. Только не казахстанские.
𝗣𝗔𝗖𝗘
РАЗМЫШЛЕНИЯ С РАСУЛОМ РЫСМАМБЕТОВЫМ В Хрустальный шар не смотрели, но кое-какие мысли есть... https://t.me/baigenews_kz/46923
КАК В ВОДУ ГЛЯДЕЛИ
Собственно, как и прогнозировали с Расулом Рысмамбетовым ранее, страны ОПЕК+ приняли решение увеличить квоты по добыче нефти в июле на 188 тыс. баррелей в сутки.
Лидеры сделки [Саудовская Аравия и Россия] смогут увеличить добычу в следующем месяце на 62 тыс. б/с, до 10,353 млн б/с и 9,824 млн б/с соответственно.
Собственно, если Россия недоберет свою квоту на фоне падения уровней добычи нефти, Казахстан с удовольствием закроет эту недостачу. Схема проверенная и работает безотказно.
Кстати, пришла мысль, что может это Россия и попросила перенести капитальный ремонт на Кашагане, чтоб Казахстан мог заполнить квотированный объем северному соседу.
Собственно, как и прогнозировали с Расулом Рысмамбетовым ранее, страны ОПЕК+ приняли решение увеличить квоты по добыче нефти в июле на 188 тыс. баррелей в сутки.
Лидеры сделки [Саудовская Аравия и Россия] смогут увеличить добычу в следующем месяце на 62 тыс. б/с, до 10,353 млн б/с и 9,824 млн б/с соответственно.
Собственно, если Россия недоберет свою квоту на фоне падения уровней добычи нефти, Казахстан с удовольствием закроет эту недостачу. Схема проверенная и работает безотказно.
Кстати, пришла мысль, что может это Россия и попросила перенести капитальный ремонт на Кашагане, чтоб Казахстан мог заполнить квотированный объем северному соседу.
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.me/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.me/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
📩 monoexconsulting@gmail.com
🌐 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
📩 monoexconsulting@gmail.com
🌐 www.monoexconsulting.kz
📍 Астана
📅 18–19 июня 2026 года
📞 Регистрация и справки:
+7 777 012 68 48
📩 monoexconsulting@gmail.com
🌐 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
📩 monoexconsulting@gmail.com
🌐 www.monoexconsulting.kz