Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
Комментарий. В Кызылорде проходит V заседание Национального курултая, посвященное конституционной реформе. Помимо сенсационных новостей об упразднении сената парламента, Ассамблеи народа Казахстана и восстановлении должности вице-президента, глава государства в своем выступлении высказался и по насущным проблемам энергетики.
«Потенциал природного газа может и должен быть усилен за счет поиска новых месторождений. К сожалению, производство голубого топлива отстает от растущих потребностей нашей экономики»,
– сказал президент.
🔻В 2025 году импорт товарного газа вырос на 18%, достигнув 4,5 млрд кубометров. При этом ввод новых газовых месторождений осуществляется недопустимо медленно.
«Сложившаяся ситуация – прямой результат неэффективного планирования, что абсолютно неприемлемо в текущих экстраординарных условиях. Перед руководством QazaqGaz мною поставлена задача приступить к освоению перспективных участков за счет собственных средств и с привлечением инвесторов».
❗️Президент поручил правительству совместно с Фондом «Самрук-Казына» активизировать геологоразведочные работы, обеспечить освоение новых месторождений углеводородов. Усилить контроль над своевременным запуском крупных проектов по газопереработке:
«Нужны конкретные результаты, а не декларации о намерениях».
«Уголь – наш стратегический актив, его надо полностью использовать с применением новейших технологий для полной нейтрализации вредного воздействия на окружающую среду. Развитию угольной генерации нужно придать статус Национального проекта. Правительству поручается решить данный вопрос до 20 марта»,
– подчеркнул глава государства.
❗️В качестве приоритетов он назвал строительство новых ТЭЦ в Кокшетау, Семее, Өскемене, своевременный запуск электростанции в Курчатове, дополнительных энергоблоков на ГРЭС-2 и строительство ГРЭС-3 в Экибастузе.
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
𝗣𝗔𝗖𝗘
ПРОГНОЗЫ 2025-2030 Завершаю год обещанными прогнозами на следующие 5 лет по нескольким направлениям, как отраслевым, так и социально-политическим. DISCLAIMER! Я не стремился к точности прогнозов, а лишь анализировал как может выглядеть Казахстан в следующие…
Если помните, в декабре 2024 года я делал 5-ти летний прогноз по Казахстану. В части «Государство и политика» есть пункт про очередные внеочередные выборы президента Казахстана.
Что говорили сегодня на Курултае в Кызылорде:
- сказал президент.
Я так полагаю, что работа в этом направлении всё-таки идёт...
Что говорили сегодня на Курултае в Кызылорде:
...Согласно действующей Конституции, если возникает чрезвычайная ситуация, при которой президент не может исполнять свои обязанности, его полномочия на оставшийся срок переходят к председателю сената. Если председатель сената не имеет возможности управлять государством, президентские полномочия в установленном порядке переходят к соответствующим должностным лицам. При этом ключевым моментом является формулировка «на оставшийся срок», на что следует особо обратить внимание. Иными словами, «оставшийся срок» может составлять как шесть месяцев, так и шесть лет. Поэтому в Основном законе необходимо четко закрепить норму о том, что в случае досрочного прекращения полномочий главы государства внеочередные президентские выборы должны быть проведены в течение двух месяцев...
- сказал президент.
Я так полагаю, что работа в этом направлении всё-таки идёт...
Forwarded from Ресурсная линия
Ресурсный сектор Казахстана к 2026 году
Часть 2. Нефтегаз
1. 7 лет спустя принятия реформы сектор УВС так и остался по лидерством лишь 3 крупных проектов. 85% налоговых доходов в секторе идут от 5 старых проектов, и признаков изменений не предвидеться в ближайшие годы.
2. А почему? Все дело в том, что за 7 лет регуляторная политика в секторе стала лишь сложнее при всех ее попытках убрать барьеры, но парадоксально стало сложнее и запутаннее. Не на операционном уровне, а на институциональном, с застарелыми правилами и множеством «узких горлышек».
Заметьте, в 2018 году сектор работал в 3 режимах:
1) старые СРП и ТШО контракт;
2) модельные старые контракты;
3) режим по новым типовым;
За последние годы к ним добавились еще 3:
4) истощающиеся;
5) сложные (УМК);
6) малоизученные.
Между этими режимами возможен «переход» по весьма зыбким критериям.
Включить территорию в малоизученную или сложную, чтобы получить плюшки их режимов - весьма простое и в то же время коррупциогенное дело.
Как итог, сектор еще больше законсервировался и живет по своим традициям и правилам, съедая остатки прошлых открытий и растрачивая ресурсы времени и денег на «кабинетные» задачи и формальности, но ничего не может предложить для будущего. Ничего.
3. Поэтому сектор нуждается в сильной перезагрузке, которая должна стряхнуть все эти запутанности, съедающие инвест потенциал на адм ренту, и сформировать максимум 2-3 режима, выровнив поле для всех либерально. Но сейчас на эту перезагрузку не готов никто, ни политически, ни организационно, ни интеллектуально.
4. Большой потенциал сектора «съедает» по прежнему его непрозрачность, особенно по продаже добытого сырья, как на внутреннем рынке, так и на внешнем. У вас нет четкого и понятного порядка, «договариваться» необходимо везде и на каждом этапе.
5. Замыкает перечень ключевых оставшихся проблем - ценообразование. Оно лишает сектор смысла расти, как по газу, так и по нефти.
И надо запомнить раз и навсегда, что нормальному ценообразованию не дают случиться не только социально-политические риски, причина кроется еще и в конкретных бизнес интересах.
6. Люди - самый ценный актив сектора все еще в своей консервативной скорлупе. Старое поколение выбывает, но успевает передать анахронизм новому, которое воспринимает старое как «Отче наш», не задаваясь критичными вопросами «а может быть по другому?». Другое новое поколение людей, не из системы совка, продолжает жить в своей экосистеме и не допускается к пересмотру устоев.
В общем говоря, сектор живет без прогресса
Часть 2. Нефтегаз
1. 7 лет спустя принятия реформы сектор УВС так и остался по лидерством лишь 3 крупных проектов. 85% налоговых доходов в секторе идут от 5 старых проектов, и признаков изменений не предвидеться в ближайшие годы.
2. А почему? Все дело в том, что за 7 лет регуляторная политика в секторе стала лишь сложнее при всех ее попытках убрать барьеры, но парадоксально стало сложнее и запутаннее. Не на операционном уровне, а на институциональном, с застарелыми правилами и множеством «узких горлышек».
Заметьте, в 2018 году сектор работал в 3 режимах:
1) старые СРП и ТШО контракт;
2) модельные старые контракты;
3) режим по новым типовым;
За последние годы к ним добавились еще 3:
4) истощающиеся;
5) сложные (УМК);
6) малоизученные.
Между этими режимами возможен «переход» по весьма зыбким критериям.
Включить территорию в малоизученную или сложную, чтобы получить плюшки их режимов - весьма простое и в то же время коррупциогенное дело.
Как итог, сектор еще больше законсервировался и живет по своим традициям и правилам, съедая остатки прошлых открытий и растрачивая ресурсы времени и денег на «кабинетные» задачи и формальности, но ничего не может предложить для будущего. Ничего.
3. Поэтому сектор нуждается в сильной перезагрузке, которая должна стряхнуть все эти запутанности, съедающие инвест потенциал на адм ренту, и сформировать максимум 2-3 режима, выровнив поле для всех либерально. Но сейчас на эту перезагрузку не готов никто, ни политически, ни организационно, ни интеллектуально.
4. Большой потенциал сектора «съедает» по прежнему его непрозрачность, особенно по продаже добытого сырья, как на внутреннем рынке, так и на внешнем. У вас нет четкого и понятного порядка, «договариваться» необходимо везде и на каждом этапе.
5. Замыкает перечень ключевых оставшихся проблем - ценообразование. Оно лишает сектор смысла расти, как по газу, так и по нефти.
И надо запомнить раз и навсегда, что нормальному ценообразованию не дают случиться не только социально-политические риски, причина кроется еще и в конкретных бизнес интересах.
6. Люди - самый ценный актив сектора все еще в своей консервативной скорлупе. Старое поколение выбывает, но успевает передать анахронизм новому, которое воспринимает старое как «Отче наш», не задаваясь критичными вопросами «а может быть по другому?». Другое новое поколение людей, не из системы совка, продолжает жить в своей экосистеме и не допускается к пересмотру устоев.
В общем говоря, сектор живет без прогресса
Forwarded from Ресурсная линия
Первая ласточка от поправок в Кодекс о недрах
Ранее пришедший в Казахстан канадский публичный юниор по геологоразведке Laramide вчера опубликовал релиз о немедленном выходе из Казахстана в связи с принятием в конце декабря 2025 г. пакета поправок.
В частности подчеркивается:
«В результате этих масштабных изменений в будущих соглашениях об использовании недр, …произошедших в начале 2025 года, Ларамиде считает, что экономическая целесообразность прямых иностранных инвестиций в разведку урана в Казахстане больше не существует.»
“26 декабря 2025 года Президент Казахстана официально формализовал ряд поправок к законодательству страны о недропользовании, совокупный эффект которых приведет к резкому снижению потенциального участия – и экономической привлекательности – любых новых месторождений урана, обнаруженных в стране любой стороной, кроме «Казатомпрома», квазигосударственной урановой компании страны.”
Что сказать, сейчас эта новость о резком развороте инвестиционной политики правительства в недропользовании очень быстро распространиться в кругах, особенно в преддверии PDAC.
Не то чтобы нас это не красит или красит, речь не об эмоциях. Приводится конкретная констатация факта разворота законодательства на 180 градусов, подорвавшего доверие.
Мы предупреждали, что такие развороты в законодательстве начнут подогревать образ Казахстана в качестве непредсказуемой юрисдикции. Предупреждение подтвердилось…
Тут нельзя сравнивать нас с политикой Трампа. Где они и где мы, весовые категории и возможности неравные
Ранее пришедший в Казахстан канадский публичный юниор по геологоразведке Laramide вчера опубликовал релиз о немедленном выходе из Казахстана в связи с принятием в конце декабря 2025 г. пакета поправок.
В частности подчеркивается:
«В результате этих масштабных изменений в будущих соглашениях об использовании недр, …произошедших в начале 2025 года, Ларамиде считает, что экономическая целесообразность прямых иностранных инвестиций в разведку урана в Казахстане больше не существует.»
“26 декабря 2025 года Президент Казахстана официально формализовал ряд поправок к законодательству страны о недропользовании, совокупный эффект которых приведет к резкому снижению потенциального участия – и экономической привлекательности – любых новых месторождений урана, обнаруженных в стране любой стороной, кроме «Казатомпрома», квазигосударственной урановой компании страны.”
Что сказать, сейчас эта новость о резком развороте инвестиционной политики правительства в недропользовании очень быстро распространиться в кругах, особенно в преддверии PDAC.
Не то чтобы нас это не красит или красит, речь не об эмоциях. Приводится конкретная констатация факта разворота законодательства на 180 градусов, подорвавшего доверие.
Мы предупреждали, что такие развороты в законодательстве начнут подогревать образ Казахстана в качестве непредсказуемой юрисдикции. Предупреждение подтвердилось…
Тут нельзя сравнивать нас с политикой Трампа. Где они и где мы, весовые категории и возможности неравные
Laramide Resources Ltd.
Laramide to Abandon Kazakhstan Greenfield Uranium Effort Due to Newly Enacted Government Policy Changes - Laramide Resources Ltd.
Highlights:
Forwarded from Сырьевая игла
Россия компенсировала замороженные активы, заработав $216 млрд на росте цен на золото
В декабре ЕС продлил заморозку около €210 млрд ($244 млрд) российских суверенных активов, размещенных в странах блока. Эти средства остаются недоступными: их нельзя продать, заложить или использовать в расчетах.
При этом по оценкам Bloomberg, с февраля 2022 года стоимость золотых запасов Банка России выросла более чем на $216 млрд. При этом регулятор почти не наращивал покупки металла и долгое время не использовал золото, несмотря на блокировку значительной части валютных резервов в рамках санкций.
С февраля 2022 года по декабрь 2025 года стоимость золотых резервов России более чем удвоилась, тогда как объем резервов в валюте и иностранных активах сократился примерно на 14%. Доля золота в структуре резервов выросла до 43% против 21% до начала конфликта.
Подробную структуру валютных резервов Банк России больше не раскрывает. По состоянию на 1 января объем иностранной валюты и прочих незолотых активов оценивался в $399 млрд.
В декабре ЕС продлил заморозку около €210 млрд ($244 млрд) российских суверенных активов, размещенных в странах блока. Эти средства остаются недоступными: их нельзя продать, заложить или использовать в расчетах.
При этом по оценкам Bloomberg, с февраля 2022 года стоимость золотых запасов Банка России выросла более чем на $216 млрд. При этом регулятор почти не наращивал покупки металла и долгое время не использовал золото, несмотря на блокировку значительной части валютных резервов в рамках санкций.
С февраля 2022 года по декабрь 2025 года стоимость золотых резервов России более чем удвоилась, тогда как объем резервов в валюте и иностранных активах сократился примерно на 14%. Доля золота в структуре резервов выросла до 43% против 21% до начала конфликта.
Подробную структуру валютных резервов Банк России больше не раскрывает. По состоянию на 1 января объем иностранной валюты и прочих незолотых активов оценивался в $399 млрд.
ЖДИТЕ ПРОБЛЕМ С НПЗ
Казахстанские НПЗ не могут перерабатывать нефть ни с Тенгиза, ни с Кашагана, ни конденсат с Карачаганака. Будут проблемы с переработкой, потом заводы встанут. Зачем? Искать приключений...
Каждый НПЗ в Казахстане проектировался под свой сорт нефти. В СССР нефти из этих месторождений не было. Проектировались под существующую тогда нефть.
Какой-то сплошной саботаж... Министерство энергетики, вообще, понимает во что ввязывается?
Даже в ковидные времена нефть с Тенгиза не принимали, хотя разговоры были.
PS. Кашаганскую нефть только на Атырауском НПЗ в тестовом режиме проводили.
https://t.me/oilgazKZ/3237
Казахстанские НПЗ не могут перерабатывать нефть ни с Тенгиза, ни с Кашагана, ни конденсат с Карачаганака. Будут проблемы с переработкой, потом заводы встанут. Зачем? Искать приключений...
Каждый НПЗ в Казахстане проектировался под свой сорт нефти. В СССР нефти из этих месторождений не было. Проектировались под существующую тогда нефть.
Какой-то сплошной саботаж... Министерство энергетики, вообще, понимает во что ввязывается?
Даже в ковидные времена нефть с Тенгиза не принимали, хотя разговоры были.
PS. Кашаганскую нефть только на Атырауском НПЗ в тестовом режиме проводили.
https://t.me/oilgazKZ/3237
Telegram
Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
⚡️Факт. Нефть Кашагана впервые пошла на внутренний рынок Казахстана.
Комментарий. Кашаганская нефть впервые пошла на переработку на отечественные НПЗ на фоне ограничений экспорта по КТК, сообщил Reuters со ссылкой на четыре источника в отрасли. В январе…
Комментарий. Кашаганская нефть впервые пошла на переработку на отечественные НПЗ на фоне ограничений экспорта по КТК, сообщил Reuters со ссылкой на четыре источника в отрасли. В январе…
Forwarded from ВЫХОД К ПРАВДЕ
Форс-мажор на Тенгизе: создана госкомиссия
По поручению министра энергетики Ерлана Аккенженова вице-министр Кайырхан Туткышбаев выехал на объект и находится там для мониторинга ситуации и координации работы с оператором — ТОО «Тенгизшевройл».
В комиссию вошли представители Комитета государственного энергетического надзора и контроля, акимата Атырауской области, системного оператора KEGOC и ТШО.
Ранее «Тенгизшевройл» объявил форс-мажор из-за невозможности поставок нефти по трубопроводу КТК. Причиной стали перебои с электроснабжением. По данным Reuters, добыча на месторождениях Тенгиз и Королевское может быть остановлена ещё на 7–10 дней.
18 января на Тенгизе загорелся трансформатор. Персонал эвакуировали из опасной зоны, завод перевели в режим рециркуляции.
t.me/ulysmediatg
По поручению министра энергетики Ерлана Аккенженова вице-министр Кайырхан Туткышбаев выехал на объект и находится там для мониторинга ситуации и координации работы с оператором — ТОО «Тенгизшевройл».
«Для выяснения всех обстоятельств технологического нарушения, произошедшего 18 января (отключение газотурбинных установок), создана и приступила к работе специальная комиссия. Временная приостановка добычи — это решение оператора, принятое в соответствии с протоколами безопасности для защиты персонала и оборудования», — сообщили в Минэнерго.
В комиссию вошли представители Комитета государственного энергетического надзора и контроля, акимата Атырауской области, системного оператора KEGOC и ТШО.
«Сейчас комиссия проводит технический анализ причин аварии. Официальные выводы и оценки последствий будут озвучены только после завершения её работы. Ситуация находится на контроле Минэнерго», — добавили в министерстве.
Ранее «Тенгизшевройл» объявил форс-мажор из-за невозможности поставок нефти по трубопроводу КТК. Причиной стали перебои с электроснабжением. По данным Reuters, добыча на месторождениях Тенгиз и Королевское может быть остановлена ещё на 7–10 дней.
18 января на Тенгизе загорелся трансформатор. Персонал эвакуировали из опасной зоны, завод перевели в режим рециркуляции.
t.me/ulysmediatg
Forwarded from ВЫХОД К ПРАВДЕ
Тучи над QazaqGaz: за что Токаев устроил разнос газовой монополии Казахстана?
На заседании Национального Курултая 20 января Касым-Жомарт Токаев обрушился с суровой критикой на нацкомпанию QazaqGaz. Президент устроил газовому монополисту настоящий разнос: компания тратит много, добывает мало, развивается медленно.
В чём главные проблемы QazaqGaz, как их решать и не пора ли Казахстану сделать газовый рынок более конкурентным? Об этом Ulysmedia.kz поговорил с экспертами.
Подробнее — на сайте Ulysmedia.kz.
t.me/ulysmediatg
На заседании Национального Курултая 20 января Касым-Жомарт Токаев обрушился с суровой критикой на нацкомпанию QazaqGaz. Президент устроил газовому монополисту настоящий разнос: компания тратит много, добывает мало, развивается медленно.
В чём главные проблемы QazaqGaz, как их решать и не пора ли Казахстану сделать газовый рынок более конкурентным? Об этом Ulysmedia.kz поговорил с экспертами.
— Отдельно стоит отметить провалы во внешнем газовом контуре. Ухудшение переговорных позиций в туркменском направлении. QazaqGaz так и не вошёл в газовые проекты, о которых пафосно докладывал главе государства бывший председатель правления Санжар Жаркешов. Вместо жёстких коммерческих контрактов Казахстан получал «рамочные меморандумы», которые не дают энергетической безопасности. Я полагаю, новый руководитель QazaqGaz смог донести реальную ситуацию в отрасли. Отсюда и жёсткая критика главы государства, — объясняет эксперт Аскар Исмаилов.
Подробнее — на сайте Ulysmedia.kz.
t.me/ulysmediatg
Как вы относитесь к прогнозам, которые публикуют в телеграм-канале PACE:
Anonymous Poll
48%
Требуют особого внимания
31%
Нейтрально
17%
Не придаю значения
3%
Я сам даю прогнозы
Forwarded from Кофе и бензин
Казахстанские неудачи #1: Атаки на терминал КТК и рекордные ставки фрахта
Долгое время Казахстану удавалось оставаться в стороне от российско-украинского конфликта. После начала СВО казахстанские власти неоднократно призывали к скорейшим мирным переговорам, а местные компании продолжали спокойно вести бизнес как в России, так и на Украине. Ситуация изменилась в 2025 г., когда украинские вооруженные силы начали атаковать терминал Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в Новороссийске и танкеры, перевозящие казахстанскую нефть.
29 ноября украинские без-экипажные катера серьезно повредили выносное причальное устройство (ВПУ-2) терминала КТК, что привело к снижению отгрузок в декабре 2025 г. на 24% м/м, хотя Минэнерго Казахстана объясняет декабрьское падение перевалки сложными погодными условиями. Несмотря на снижение погрузки, ставки фрахта для казахстанских нефтяных грузов заметно выросли – судовладельцы и страховые компании переоценили риски, смотря сейчас не столько на санкционные ограничения, сколько на военную обстановку.
Рынок фрахта в Черном море тесно связан со Средиземноморьем: ставки фрахта – в терминах эквивалентного тайм-чартера, т.е. дневной платы за аренду судна с экипажем – в этих бассейнах обычно отличаются менее чем на 10%. Для несанкционных грузов, конечно. Еще в середине 2025 г. для танкеров класса Suezmax (135-140 тыс. т) ставки фрахта на маршруте из портов Черного моря в Средиземноморье составляли $30-40 тыс./день, в 3 раза меньше, чем, например, для российских нефтяных грузов на направлении из Новороссийска в Турцию. К концу ноября 2025 г. ставки для казахстанских грузоотправителей выросли втрое, а на прошлой неделе рынок оказался в ситуации спайка: в понедельник-вторник ставки превышали $220 тыс. (лишь на 30% ниже стоимости перевозок для российских грузоотправителей). Панику у судовладельцев вызвали украинские атаки 13 января, когда под ударом оказались сразу три танкера, зафрахтованных для перевозки нефти из Казахстана.
К концу недели ставки для казахстанских грузов упали до $140-150 тыс., но эта коррекция произошла на фоне полной остановки добычи на Тенгизе, крупнейшем нефтяном месторождении Казахстана, обеспечивающим более половину всего экспорта нефти из Казахстана.
#Казахстан #Фрахт #КТК
Долгое время Казахстану удавалось оставаться в стороне от российско-украинского конфликта. После начала СВО казахстанские власти неоднократно призывали к скорейшим мирным переговорам, а местные компании продолжали спокойно вести бизнес как в России, так и на Украине. Ситуация изменилась в 2025 г., когда украинские вооруженные силы начали атаковать терминал Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в Новороссийске и танкеры, перевозящие казахстанскую нефть.
29 ноября украинские без-экипажные катера серьезно повредили выносное причальное устройство (ВПУ-2) терминала КТК, что привело к снижению отгрузок в декабре 2025 г. на 24% м/м, хотя Минэнерго Казахстана объясняет декабрьское падение перевалки сложными погодными условиями. Несмотря на снижение погрузки, ставки фрахта для казахстанских нефтяных грузов заметно выросли – судовладельцы и страховые компании переоценили риски, смотря сейчас не столько на санкционные ограничения, сколько на военную обстановку.
Рынок фрахта в Черном море тесно связан со Средиземноморьем: ставки фрахта – в терминах эквивалентного тайм-чартера, т.е. дневной платы за аренду судна с экипажем – в этих бассейнах обычно отличаются менее чем на 10%. Для несанкционных грузов, конечно. Еще в середине 2025 г. для танкеров класса Suezmax (135-140 тыс. т) ставки фрахта на маршруте из портов Черного моря в Средиземноморье составляли $30-40 тыс./день, в 3 раза меньше, чем, например, для российских нефтяных грузов на направлении из Новороссийска в Турцию. К концу ноября 2025 г. ставки для казахстанских грузоотправителей выросли втрое, а на прошлой неделе рынок оказался в ситуации спайка: в понедельник-вторник ставки превышали $220 тыс. (лишь на 30% ниже стоимости перевозок для российских грузоотправителей). Панику у судовладельцев вызвали украинские атаки 13 января, когда под ударом оказались сразу три танкера, зафрахтованных для перевозки нефти из Казахстана.
К концу недели ставки для казахстанских грузов упали до $140-150 тыс., но эта коррекция произошла на фоне полной остановки добычи на Тенгизе, крупнейшем нефтяном месторождении Казахстана, обеспечивающим более половину всего экспорта нефти из Казахстана.
#Казахстан #Фрахт #КТК
Forwarded from Кофе и бензин
Казахстанские неудачи #2: Остановка добычи на Тенгизе
22 сентября Майк Вирт, предправления Chevron, назвал продление соглашения о разделе продукции по Тенгизу, своим главным приоритетом на посту руководителя компании. В недавнем интервью Хавьеру Бласу из BBG, Майк Вирт, говоря о главных достижениях компании в 2025 г., поставил на первое место завершение проекта расширения (ПБР-ПУУД) Тенгиза, лишь после упомянув о важной победе в суде над ExxonMobil, позволившей завершить сделку по приобретению Hess Corporation (за $53 млрд), ставшей крупнейшей M&A в мировой нефтяной отрасли в 2025 г.
Такое внимание к Тенгизу понятно – в 2024 г. чистая прибыль «Тенгизшевройл» (ТШО), оператора проекта, в котором Chevron принадлежит 50%, составила $5,8 млрд (за 9М25 результаты из-за снижения мировых цен на нефть оказались хуже – лишь $2,2 млрд), а в ближайшие 5 лет проект может принести более $25 млрд. Тенгиз крайне важен и для казахстанского бюджета – в 2025 г. ТШО заплатил 3,6 трлн тенге налогов ($6,9 млрд), что составляет более 12% всех доходов государственного бюджета страны.
2026 год начался для ТШО с минорной ноты – из-за возгорания электрических трансформаторов с 18 января была полностью остановлена добыча нефти на месторождении. ТШО планирует возобновить добычу только к концу месяца. Вероятно, добыча нефти в январе 2026 г. в Казахстане обновит многолетние минимумы, добавив головной боли и казахстанскому Минэнерго, и Chevron. Год назад президент Токаев говорил о необходимости поскорее завершить переговоры о продлении соглашения о разделе продукции (заканчивается в 2032 г.) с акционерами ТШО. Но сейчас позиция Казахстана может стать более жесткой. Ведь внезапное временное прекращение добычи на Тенгизе создает серьезные проблемы не только для бюджета, но и для всей казахстанской экономики.
#Казахстан #Тенгиз #Chevron
22 сентября Майк Вирт, предправления Chevron, назвал продление соглашения о разделе продукции по Тенгизу, своим главным приоритетом на посту руководителя компании. В недавнем интервью Хавьеру Бласу из BBG, Майк Вирт, говоря о главных достижениях компании в 2025 г., поставил на первое место завершение проекта расширения (ПБР-ПУУД) Тенгиза, лишь после упомянув о важной победе в суде над ExxonMobil, позволившей завершить сделку по приобретению Hess Corporation (за $53 млрд), ставшей крупнейшей M&A в мировой нефтяной отрасли в 2025 г.
Такое внимание к Тенгизу понятно – в 2024 г. чистая прибыль «Тенгизшевройл» (ТШО), оператора проекта, в котором Chevron принадлежит 50%, составила $5,8 млрд (за 9М25 результаты из-за снижения мировых цен на нефть оказались хуже – лишь $2,2 млрд), а в ближайшие 5 лет проект может принести более $25 млрд. Тенгиз крайне важен и для казахстанского бюджета – в 2025 г. ТШО заплатил 3,6 трлн тенге налогов ($6,9 млрд), что составляет более 12% всех доходов государственного бюджета страны.
2026 год начался для ТШО с минорной ноты – из-за возгорания электрических трансформаторов с 18 января была полностью остановлена добыча нефти на месторождении. ТШО планирует возобновить добычу только к концу месяца. Вероятно, добыча нефти в январе 2026 г. в Казахстане обновит многолетние минимумы, добавив головной боли и казахстанскому Минэнерго, и Chevron. Год назад президент Токаев говорил о необходимости поскорее завершить переговоры о продлении соглашения о разделе продукции (заканчивается в 2032 г.) с акционерами ТШО. Но сейчас позиция Казахстана может стать более жесткой. Ведь внезапное временное прекращение добычи на Тенгизе создает серьезные проблемы не только для бюджета, но и для всей казахстанской экономики.
#Казахстан #Тенгиз #Chevron
Forwarded from Кофе и бензин
Казахстанские неудачи #3: Ограничения электроснабжения и другие неприятности
ТШО является не только крупнейшим производителем нефти, но и одной из главных газодобывающих компаний в стране. И если вся получаемая на месторождении нефть идет на экспорт, то природный газ – поставляется на внутренний рынок. Ежегодно на Тенгизе добывается 15-16 млрд м3 (план на 2025 г. – 18 млрд м3), почти половина добычи направляется на закачку в пласт для поддержания давления (из-за дефицита водных ресурсов, Казахстан использует для поддержания давления газлифт, а не заводнение – как, например, в России), а остальной газ поступает на внутренний рынок.
В 2024 г. производство сухого товарного газа на Тенгизе составило 8,7 млрд м3, это почти треть всего казахстанского производства товарного газа и более 40% внутреннего потребления газа (план на 2025 г. составляет 21,2 млрд м3). Большая часть этого газа используется для выработки электроэнергии, и временная приостановка добычи создает сложности и для QazaqGaz, и для Системного оператора. Пока что ограничения на поставку электроэнергии введены только для предприятий, занимающихся майнингом криптовалюты в западных регионах страны (Атырауская и Мангистауская области), также сообщается об оптимизации работы системы уличного освещения. А дефицит электроэнергии в энергосистеме Запада Казахстана покрывается за счет импорта из России.
Но авария на ТШО ставит вопрос и о необходимости изменений и на внутреннем рынке – развития ПХГ, строительства новых ЛЭП в соседние регионы Казахстана и в Россию. Удастся ли казахстанским властям решить сразу несколько задач, завязанных на Тенгиз?
#Казахстан #Тенгиз #Электроэнергия
ТШО является не только крупнейшим производителем нефти, но и одной из главных газодобывающих компаний в стране. И если вся получаемая на месторождении нефть идет на экспорт, то природный газ – поставляется на внутренний рынок. Ежегодно на Тенгизе добывается 15-16 млрд м3 (план на 2025 г. – 18 млрд м3), почти половина добычи направляется на закачку в пласт для поддержания давления (из-за дефицита водных ресурсов, Казахстан использует для поддержания давления газлифт, а не заводнение – как, например, в России), а остальной газ поступает на внутренний рынок.
В 2024 г. производство сухого товарного газа на Тенгизе составило 8,7 млрд м3, это почти треть всего казахстанского производства товарного газа и более 40% внутреннего потребления газа (план на 2025 г. составляет 21,2 млрд м3). Большая часть этого газа используется для выработки электроэнергии, и временная приостановка добычи создает сложности и для QazaqGaz, и для Системного оператора. Пока что ограничения на поставку электроэнергии введены только для предприятий, занимающихся майнингом криптовалюты в западных регионах страны (Атырауская и Мангистауская области), также сообщается об оптимизации работы системы уличного освещения. А дефицит электроэнергии в энергосистеме Запада Казахстана покрывается за счет импорта из России.
Но авария на ТШО ставит вопрос и о необходимости изменений и на внутреннем рынке – развития ПХГ, строительства новых ЛЭП в соседние регионы Казахстана и в Россию. Удастся ли казахстанским властям решить сразу несколько задач, завязанных на Тенгиз?
#Казахстан #Тенгиз #Электроэнергия
Forwarded from QR Energetıka mınıstrligi
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ДОБЫЧА НЕФТИ 90 МИНУС
По добыче нефти на 2026 год Минэнерго в октябре прошлого года озвучило ориентир: около 90 млн тонн нефти. Ключевая оговорка звучит понятная: капремонты на Тенгизе, Кашагане и Карачаганаке могут заметно сдвинуть картину. Но реальность уже добавила анти-бонус. Тенгиз показал, как быстро один сбой превращает план в пожелание. КТК напомнил, что добыча без стабильного экспорта это не добыча. Поэтому рабочий прогноз, который стоит держать в голове, выглядит консервативнее. Не 90, а возможно 80 млн тонн как вполне достижимый итог при неблагоприятном раскладе.
Важно, что с этим прогнозом будет делать профильное ведомство и Правительство.
PS. На этом фоне интересны другие цифры. Например, в Национальном энергетическом докладе KazEnergy 2023 предполагалось, что Казахстан добудет в 2026 году 105 млн тонн. Объём добычи нефти, который заложен в расчёты по поступлениям в Нацфонд на 2026 год в досье к проекту республиканского бюджета на 2026–2028 гг. составляет более 100 млн тонн. Пока даже на бумаге расчеты расходятся.
По добыче нефти на 2026 год Минэнерго в октябре прошлого года озвучило ориентир: около 90 млн тонн нефти. Ключевая оговорка звучит понятная: капремонты на Тенгизе, Кашагане и Карачаганаке могут заметно сдвинуть картину. Но реальность уже добавила анти-бонус. Тенгиз показал, как быстро один сбой превращает план в пожелание. КТК напомнил, что добыча без стабильного экспорта это не добыча. Поэтому рабочий прогноз, который стоит держать в голове, выглядит консервативнее. Не 90, а возможно 80 млн тонн как вполне достижимый итог при неблагоприятном раскладе.
Важно, что с этим прогнозом будет делать профильное ведомство и Правительство.
PS. На этом фоне интересны другие цифры. Например, в Национальном энергетическом докладе KazEnergy 2023 предполагалось, что Казахстан добудет в 2026 году 105 млн тонн. Объём добычи нефти, который заложен в расчёты по поступлениям в Нацфонд на 2026 год в досье к проекту республиканского бюджета на 2026–2028 гг. составляет более 100 млн тонн. Пока даже на бумаге расчеты расходятся.
«ВЕРНЕМСЯ К НАШИМ БАРАНАМ» ©
Рынок полимеров сейчас транслирует один главный сюжет: мощности растут быстрее спроса, поэтому маржинальность продолжает снижаться.
🖤 По полипропилену картина не радужная. Сказывается перепроизводство и рост самообеспечения Китая. ICIS показывает, что у Китая полипропиленовые мощности уже выше внутреннего спроса: в 2025 ~122%, и к 2028 это может вырасти до ~134%. Глобальный избыток мощностей на ~22 млн тонн в 2025, с пиком ~28 млн т в 2028 и далее.
🖤 По полиэтилену картина схожая. По данным Argus глобальные загрузки полиэтилена ожидаются около ~79% в среднем в течении следующих 10 лет, с минимумом ~76% в 2028 году. S&P отмечает курс на рационализацию мощностей: в Корее обсуждается сокращение этиленовых мощностей примерно на 25%. У ExxonMobil, например, планы даже остановить паровой крекинг в Сингапуре на фоне убытков, где ключевой фактор избыточные мощности в Китае.
Рынок полимеров сейчас транслирует один главный сюжет: мощности растут быстрее спроса, поэтому маржинальность продолжает снижаться.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ВЫИГРАЛ БОЙ - ПРОИГРАЛ ВОЙНУ?
По итогам Карачаганкского арбитража стоит подумать как это стратегически отразится на инвестиционном климате нефтегазовой отрасли Казахстана, которому придётся бороться за инвестиции с его главный конкурентом — Африкой.
Глобальный инвестиционный пирог не растёт. Капитал перераспределяется. И сегодня он всё чаще уходит не в традиционные регионы вроде Центральной Азии. За последние годы крупнейшие международные нефтегазовые компании сделали Африку одним из ключевых направлений вложений.
Eni объявила инвестиционную программу в Северной Африке на сумму около €24 млрд ($26 млрд) на Алжир, Ливию и Египет. Это не разведка “на всякий случай”, а полномасштабная ставка на долгосрочную добычу и газовую инфраструктуру.
TotalEnergies участвует сразу в нескольких мегапроектах. Только проект Mozambique LNG оценивается примерно в $20 млрд. Отдельно — соглашение в Ливии с горизонтом 25 лет и совокупными инвестициями свыше $20 млрд. Это фактически перезапуск страны как нефтегазового хаба.
ExxonMobil как оператор одного из крупнейших газовых проектов мира, Rovuma LNG в Мозамбике, с оценочной стоимостью около $30 млрд. Параллельно компания продолжает инвестировать в глубоководные проекты в Нигерии, включая Usan и сопутствующую инфраструктуру.
Shell уже вложила около $7 млрд в нигерийские офшорные проекты и планирует до $20 млрд дополнительных инвестиций в проект Bonga South West. Это одна из самых капиталоёмких офшорных разработок в Африке.
Chevron стабильно инвестирует порядка $1 млрд в год в нигерийский нефтегазовый сектор и участвует в проектах в Анголе и Западной Африке. Совокупные вложения компании в регионе за последние годы оцениваются в $3–4 млрд, не считая долей в LNG-инфраструктуре.
В результате Африка сегодня:
• предлагает крупные, понятные проекты,
• активно адаптирует фискальные режимы под инвестора,
• даёт доступ к растущему рынку газа и LNG,
• и главное — воспринимается инвесторами как регион роста, а не стагнации.
На этом фоне Казахстан объективно попадает в зону сравнения. Инвестор выбирает не между Казахстаном или ничем, а между Казахстаном, Африкой, Ближним Востоком и Латинской Америкой.
И здесь начинаются неудобные вопросы:
• сложность и непредсказуемость регуляторики,
• постоянные фискальные дискуссии,
• экспортные риски,
• износ инфраструктуры,
• зависимость от одного маршрута.
Африка сегодня продаёт историю роста. Казахстан всё чаще историю удержания статус-кво.
Вывод простой и неприятный.
Если Казахстан не пересоберёт инвестиционную модель нефтегаза капитал продолжит уходить туда, где быстрее, проще и понятнее. И Африка в этой гонке уже стартовала.
По итогам Карачаганкского арбитража стоит подумать как это стратегически отразится на инвестиционном климате нефтегазовой отрасли Казахстана, которому придётся бороться за инвестиции с его главный конкурентом — Африкой.
Глобальный инвестиционный пирог не растёт. Капитал перераспределяется. И сегодня он всё чаще уходит не в традиционные регионы вроде Центральной Азии. За последние годы крупнейшие международные нефтегазовые компании сделали Африку одним из ключевых направлений вложений.
Eni объявила инвестиционную программу в Северной Африке на сумму около €24 млрд ($26 млрд) на Алжир, Ливию и Египет. Это не разведка “на всякий случай”, а полномасштабная ставка на долгосрочную добычу и газовую инфраструктуру.
TotalEnergies участвует сразу в нескольких мегапроектах. Только проект Mozambique LNG оценивается примерно в $20 млрд. Отдельно — соглашение в Ливии с горизонтом 25 лет и совокупными инвестициями свыше $20 млрд. Это фактически перезапуск страны как нефтегазового хаба.
ExxonMobil как оператор одного из крупнейших газовых проектов мира, Rovuma LNG в Мозамбике, с оценочной стоимостью около $30 млрд. Параллельно компания продолжает инвестировать в глубоководные проекты в Нигерии, включая Usan и сопутствующую инфраструктуру.
Shell уже вложила около $7 млрд в нигерийские офшорные проекты и планирует до $20 млрд дополнительных инвестиций в проект Bonga South West. Это одна из самых капиталоёмких офшорных разработок в Африке.
Chevron стабильно инвестирует порядка $1 млрд в год в нигерийский нефтегазовый сектор и участвует в проектах в Анголе и Западной Африке. Совокупные вложения компании в регионе за последние годы оцениваются в $3–4 млрд, не считая долей в LNG-инфраструктуре.
В результате Африка сегодня:
• предлагает крупные, понятные проекты,
• активно адаптирует фискальные режимы под инвестора,
• даёт доступ к растущему рынку газа и LNG,
• и главное — воспринимается инвесторами как регион роста, а не стагнации.
На этом фоне Казахстан объективно попадает в зону сравнения. Инвестор выбирает не между Казахстаном или ничем, а между Казахстаном, Африкой, Ближним Востоком и Латинской Америкой.
И здесь начинаются неудобные вопросы:
• сложность и непредсказуемость регуляторики,
• постоянные фискальные дискуссии,
• экспортные риски,
• износ инфраструктуры,
• зависимость от одного маршрута.
Африка сегодня продаёт историю роста. Казахстан всё чаще историю удержания статус-кво.
Вывод простой и неприятный.
Если Казахстан не пересоберёт инвестиционную модель нефтегаза капитал продолжит уходить туда, где быстрее, проще и понятнее. И Африка в этой гонке уже стартовала.
В свете споров про запасы нефти в Венесуэле и его влиянии на мировой рынок, делюсь информацией по запасам газа в Иране
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Насколько велика ресурсная база газа Ирана?
На первый взгляд Иран выглядит газовым гигантом. Его доказанные запасы газа по состоянию на 2024 год составляют 34 трлн кубометров, что выводит страну на второе место в мире после России (47 трлн кубометров). Добыча газа в Иране, уступающая лишь США и России, достигла 263 млрд кубометров в 2024 году, увеличиваясь в среднем на 4,1% в год за последнее десятилетие. Иран делит с Катаром крупнейшее в мире газовое месторождение (Южный Парс/Северное месторождение), однако, в отличие от Катара, его газовые ресурсы распределены также по нескольким другим месторождениям, но без сопоставимой экспортно-ориентированной модели развития.
Иран также является четвертым крупнейшим потребителем газа в мире после США, России и Китая. В отличие от других стран Ближнего Востока, в Иране значительную долю потребления составляет жилищно-коммунальный сектор из-за холодного климата и масштабных ценовых субсидий, которые снижают чувствительность спроса к цене в периоды зимних пиков.
Страна расположена между Азией и Европой и поставляет трубопроводный газ в ряд государств: в Турцию с 2001 года, в Армению с 2009 года и в Ирак с 2017 года. Иран также участвует в нескольких схемах газовых свопов: одна связана с азербайджанским анклавом Нахчыван, а еще две со свопами из Туркменистана с поставками для Турции и Азербайджана.
Если у Ирана столь огромные ресурсы газа, что ограничивает его возможности наращивать добычу и экспорт?
Хотя добыча газа в Иране росла, темпы роста в последние годы замедлились и с 2021 года составляют 2,7% в год. Во многом это связано с санкциями, которые ограничили доступ к компрессорному оборудованию, технологиям поддержания пластового давления и методам повышения нефте- и газоотдачи. В результате в начале 2025 года Иран заключил инвестиционные контракты на $17 млрд, чтобы поддерживать добычу на ключевом месторождении Южный Парс, на которое приходится около 80% всей добычи газа в стране. Неясно, обладает ли страна достаточными технологическими возможностями для реализации таких инвестиций; при этом некоторые оценки предполагают, что для удержания добычи требуются инвестиции как минимум вдвое больше.
Как отмечалось, Иран делит Южный Парс с Катаром, но объемы добычи и способность ее наращивать у двух стран резко разошлись, что отражает различия в доступе к капиталу, технологиям и экспортной инфраструктуре, а не различия в обеспеченности ресурсами.
Тем временем Катар начинает новую фазу расширения производства сжиженного природного газа (СПГ). Это может дополнительно ухудшить перспективы добычи газа в Иране, если Иран не сможет обеспечить сопоставимые инвестиции в управление месторождениями (поддержание давления и управление естественным падением добычи по мере истощения).
В 2024 году Иран также заключил с Россией соглашение об импорте газа. Хотя первоначально заявленные объемы около 110 млрд кубометров в год выглядят неправдоподобно высокими и позже были пересмотрены до 55 млрд кубометров в год, само соглашение все же сигнализирует об обеспокоенности потенциальными возможностями добычи Ирана и сезонной достаточностью поставок, особенно в периоды зимних пиков спроса. Признаков того, что российский газ уже поступает, нет, однако подготовка идет: стороны согласовали маршрут и находятся на финальной стадии согласования контрактных цен.
Наконец, в 2024 году Иран сжег на факелах по оценке около 20 млрд кубометров газа в год, или примерно 8% своей добычи газа. Кроме того, значительная доля добычи нужна для закачки в пласт, чтобы поддерживать добычу нефти: Ирану требуется около 300 млн кубометров в сутки газа (или примерно 110 млрд кубометров в год) для поддержания пластового давления на стареющих нефтяных месторождениях. Фактические объемы закачки составляли лишь 30–37 млн кубометров в сутки (или около 11–14 млрд кубометров в год) это примерно 10–12% от оцениваемой потребности в последние годы. Это еще больше усиливает компромисс между поддержанием нефтедобычи и расширением экспорта газа.
На первый взгляд Иран выглядит газовым гигантом. Его доказанные запасы газа по состоянию на 2024 год составляют 34 трлн кубометров, что выводит страну на второе место в мире после России (47 трлн кубометров). Добыча газа в Иране, уступающая лишь США и России, достигла 263 млрд кубометров в 2024 году, увеличиваясь в среднем на 4,1% в год за последнее десятилетие. Иран делит с Катаром крупнейшее в мире газовое месторождение (Южный Парс/Северное месторождение), однако, в отличие от Катара, его газовые ресурсы распределены также по нескольким другим месторождениям, но без сопоставимой экспортно-ориентированной модели развития.
Иран также является четвертым крупнейшим потребителем газа в мире после США, России и Китая. В отличие от других стран Ближнего Востока, в Иране значительную долю потребления составляет жилищно-коммунальный сектор из-за холодного климата и масштабных ценовых субсидий, которые снижают чувствительность спроса к цене в периоды зимних пиков.
Страна расположена между Азией и Европой и поставляет трубопроводный газ в ряд государств: в Турцию с 2001 года, в Армению с 2009 года и в Ирак с 2017 года. Иран также участвует в нескольких схемах газовых свопов: одна связана с азербайджанским анклавом Нахчыван, а еще две со свопами из Туркменистана с поставками для Турции и Азербайджана.
Если у Ирана столь огромные ресурсы газа, что ограничивает его возможности наращивать добычу и экспорт?
Хотя добыча газа в Иране росла, темпы роста в последние годы замедлились и с 2021 года составляют 2,7% в год. Во многом это связано с санкциями, которые ограничили доступ к компрессорному оборудованию, технологиям поддержания пластового давления и методам повышения нефте- и газоотдачи. В результате в начале 2025 года Иран заключил инвестиционные контракты на $17 млрд, чтобы поддерживать добычу на ключевом месторождении Южный Парс, на которое приходится около 80% всей добычи газа в стране. Неясно, обладает ли страна достаточными технологическими возможностями для реализации таких инвестиций; при этом некоторые оценки предполагают, что для удержания добычи требуются инвестиции как минимум вдвое больше.
Как отмечалось, Иран делит Южный Парс с Катаром, но объемы добычи и способность ее наращивать у двух стран резко разошлись, что отражает различия в доступе к капиталу, технологиям и экспортной инфраструктуре, а не различия в обеспеченности ресурсами.
Тем временем Катар начинает новую фазу расширения производства сжиженного природного газа (СПГ). Это может дополнительно ухудшить перспективы добычи газа в Иране, если Иран не сможет обеспечить сопоставимые инвестиции в управление месторождениями (поддержание давления и управление естественным падением добычи по мере истощения).
В 2024 году Иран также заключил с Россией соглашение об импорте газа. Хотя первоначально заявленные объемы около 110 млрд кубометров в год выглядят неправдоподобно высокими и позже были пересмотрены до 55 млрд кубометров в год, само соглашение все же сигнализирует об обеспокоенности потенциальными возможностями добычи Ирана и сезонной достаточностью поставок, особенно в периоды зимних пиков спроса. Признаков того, что российский газ уже поступает, нет, однако подготовка идет: стороны согласовали маршрут и находятся на финальной стадии согласования контрактных цен.
Наконец, в 2024 году Иран сжег на факелах по оценке около 20 млрд кубометров газа в год, или примерно 8% своей добычи газа. Кроме того, значительная доля добычи нужна для закачки в пласт, чтобы поддерживать добычу нефти: Ирану требуется около 300 млн кубометров в сутки газа (или примерно 110 млрд кубометров в год) для поддержания пластового давления на стареющих нефтяных месторождениях. Фактические объемы закачки составляли лишь 30–37 млн кубометров в сутки (или около 11–14 млрд кубометров в год) это примерно 10–12% от оцениваемой потребности в последние годы. Это еще больше усиливает компромисс между поддержанием нефтедобычи и расширением экспорта газа.
Насколько надежны экспортные поставки иранского трубопроводного газа соседним странам?
Экспорт трубопроводного газа ниже своего теоретического потенциала, а импортёры иранского газа могут столкнуться с последствиями тарифов, объявленных президентом Трампом в январе 2026 года для стран, ведущих бизнес с Ираном.
Иран экспортирует газ в Турцию по контракту на 9,6 млрд кубометров в год, однако фактические поставки в последние годы часто были ниже контрактных объемов. Кроме того, контракт истекает в июле 2026 года; переговоры продолжаются, и Турция планирует добиваться исключения из-под санкций США.
Иран экспортирует трубопроводный газ в Ирак с середины 2017 года. Экспорт составил 7,8 млрд кубометров в 2024 году, но сократился примерно на 40% в период с апреля по август 2025 года. В конце 2025 года поставки в Ирак были остановлены, и остается неопределенным, возобновятся ли они, при этом иракские власти все активнее концентрируются на импорте СПГ и альтернативных схемах снабжения.
Иран начал экспорт газа в Армению по схеме обмена «газ в обмен на электроэнергию» в 2009 году. Объемы оценивались примерно в 0,35 млрд кубометров в год, с планами удвоения, хотя в общем газовом балансе Ирана эти объемы остаются маргинальными. Соглашение продлено до 2030 года.
Могут ли свопы и транзитные схемы компенсировать внутренний дефицит поставок в Иране?
Иран участвует в нескольких газовых своп-сделках. У Ирана есть соглашение о свопе с Азербайджаном, в рамках которого Иран с 2006 года поставляет около 0,3–0,4 млрд кубометров в год в азербайджанский анклав Нахчыван. Азербайджан поставляет эквивалентный объем Ирану на погранпереходе Астара, а Иран доставляет газ в Нахчыван через Джульфу.
Другая своп-сделка с Туркменистаном была согласована в 2021 году: предполагалось, что с 1 января 2022 года в Азербайджан будет поставляться 1,5–2 млрд кубометров в год. Хотя в 2022 и 2023 годах объемы в целом соответствовали контрактным, в 2024 году поставки снизились и за первые 10 месяцев 2025 года упали до 0,23 млрд кубометров.
Вторая своп-схема с Туркменистаном стартовала в 2025 году. Турция должна была получать туркменский газ ежегодно из Ирана по действующему газопроводу Иран–Турция. Одновременно туркменский газ поставлялся на северо-запад Ирана. Турция начала импортировать 1,3 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран; однако соглашение, судя по всему, действовало лишь с марта по июнь 2025 года. Затем потоки прервались, возможно из-за санкций США и ЕС против Ирана, что подчеркивает уязвимость своп-схем к геополитическим ограничениям, хотя Турция, похоже, заинтересована в возобновлении в 2026 году и на более высоком уровне (2 млрд кубометров в год).
Наконец, план Ирака импортировать 10 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран провалился из-за противодействия США. Аналогично, перспективы давно обсуждавшегося газопровода Иран–Пакистан–Индия ослабли на фоне низких темпов роста спроса в Пакистане и устойчивых санкционных рисков.
В целом газовый сектор Ирана характеризуется большим ресурсным потенциалом, но структурно ограниченной экспортной способностью, из-за чего надежность поставок становится крайне чувствительной к давлению внутреннего спроса и геополитическим событиям. Этот структурный фон важен для оценки того, как текущая политическая турбулентность может повлиять на региональные и мировые газовые рынки.
Экспорт трубопроводного газа ниже своего теоретического потенциала, а импортёры иранского газа могут столкнуться с последствиями тарифов, объявленных президентом Трампом в январе 2026 года для стран, ведущих бизнес с Ираном.
Иран экспортирует газ в Турцию по контракту на 9,6 млрд кубометров в год, однако фактические поставки в последние годы часто были ниже контрактных объемов. Кроме того, контракт истекает в июле 2026 года; переговоры продолжаются, и Турция планирует добиваться исключения из-под санкций США.
Иран экспортирует трубопроводный газ в Ирак с середины 2017 года. Экспорт составил 7,8 млрд кубометров в 2024 году, но сократился примерно на 40% в период с апреля по август 2025 года. В конце 2025 года поставки в Ирак были остановлены, и остается неопределенным, возобновятся ли они, при этом иракские власти все активнее концентрируются на импорте СПГ и альтернативных схемах снабжения.
Иран начал экспорт газа в Армению по схеме обмена «газ в обмен на электроэнергию» в 2009 году. Объемы оценивались примерно в 0,35 млрд кубометров в год, с планами удвоения, хотя в общем газовом балансе Ирана эти объемы остаются маргинальными. Соглашение продлено до 2030 года.
Могут ли свопы и транзитные схемы компенсировать внутренний дефицит поставок в Иране?
Иран участвует в нескольких газовых своп-сделках. У Ирана есть соглашение о свопе с Азербайджаном, в рамках которого Иран с 2006 года поставляет около 0,3–0,4 млрд кубометров в год в азербайджанский анклав Нахчыван. Азербайджан поставляет эквивалентный объем Ирану на погранпереходе Астара, а Иран доставляет газ в Нахчыван через Джульфу.
Другая своп-сделка с Туркменистаном была согласована в 2021 году: предполагалось, что с 1 января 2022 года в Азербайджан будет поставляться 1,5–2 млрд кубометров в год. Хотя в 2022 и 2023 годах объемы в целом соответствовали контрактным, в 2024 году поставки снизились и за первые 10 месяцев 2025 года упали до 0,23 млрд кубометров.
Вторая своп-схема с Туркменистаном стартовала в 2025 году. Турция должна была получать туркменский газ ежегодно из Ирана по действующему газопроводу Иран–Турция. Одновременно туркменский газ поставлялся на северо-запад Ирана. Турция начала импортировать 1,3 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран; однако соглашение, судя по всему, действовало лишь с марта по июнь 2025 года. Затем потоки прервались, возможно из-за санкций США и ЕС против Ирана, что подчеркивает уязвимость своп-схем к геополитическим ограничениям, хотя Турция, похоже, заинтересована в возобновлении в 2026 году и на более высоком уровне (2 млрд кубометров в год).
Наконец, план Ирака импортировать 10 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран провалился из-за противодействия США. Аналогично, перспективы давно обсуждавшегося газопровода Иран–Пакистан–Индия ослабли на фоне низких темпов роста спроса в Пакистане и устойчивых санкционных рисков.
В целом газовый сектор Ирана характеризуется большим ресурсным потенциалом, но структурно ограниченной экспортной способностью, из-за чего надежность поставок становится крайне чувствительной к давлению внутреннего спроса и геополитическим событиям. Этот структурный фон важен для оценки того, как текущая политическая турбулентность может повлиять на региональные и мировые газовые рынки.
НАМ ВСЁ РАССКАЖУТ
В Министерстве энергетики заявили, что все материалы арбитража по Карачаганакскому проекту, в том числе сведения о фактических обстоятельствах и условиях, подпадают под режим конфиденциальности. Арбитражное соглашение предполагает, что ни одна из сторон не будет публично раскрывать детали, касающиеся разбирательства.
Но! Мы как оптимисты убеждены и верим, что Reuters или Bloomberg расскажут казахстанцам подробности. Не в первый раз же. Судя по тексту заявления, непублично разглашать запрета нет...
А в целом, по практике скажу, что причиной такой конфиденциальности может быть, что инвесторы по каким-то пунктам достигли своих интересов, которые намного выше этих 4 млрд долл. И тут уже непонятно кто победил.
В Министерстве энергетики заявили, что все материалы арбитража по Карачаганакскому проекту, в том числе сведения о фактических обстоятельствах и условиях, подпадают под режим конфиденциальности. Арбитражное соглашение предполагает, что ни одна из сторон не будет публично раскрывать детали, касающиеся разбирательства.
Но! Мы как оптимисты убеждены и верим, что Reuters или Bloomberg расскажут казахстанцам подробности. Не в первый раз же. Судя по тексту заявления, непублично разглашать запрета нет...
А в целом, по практике скажу, что причиной такой конфиденциальности может быть, что инвесторы по каким-то пунктам достигли своих интересов, которые намного выше этих 4 млрд долл. И тут уже непонятно кто победил.