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.
Forwarded from ҚазМұнайГаз / КазМунайГаз
Автобензины:
Стоит также отметить, что ТОО «ПКОП» дополнительно обеспечило накопление товарных нефтепродуктов на период проведения работ, связанных с установкой каталитический риформинг:
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
БЕЗ ДОСТУПА К ИНФОРМАЦИИ
Начнем с цифр по добыче и транспортировке нефти в Казахстане по итогам 2025 года. По независимым оценкам, было добыто 99,6 млн тонн нефти. Экспорт составил порядка 78,7 млн тонн. Из них по КТК казахстанской нефти транспортировали 65 млн тонн. По нефтепроводу Атырау-Самара экспортировано порядка 10 млн тонн, Атасу-Алашанькоу (в Китай) – около 1 млн тонн. Морским маршрутом через Баку экспортировано около 1,3 млн тонн, и прочие маршруты (включая ж/д) 1,3 млн тонн.
Странно, что минэнерго отказалось дать эти цифры, если в ежегодных отчетах компании все равно будут публиковать эти данные официально. Возможно, нервозность создают текущие проблемы на Тенгизском месторождении и на выносных причальных установках КТК.
В целом, иностранные компании готовы публиковать данные по месторождениям Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. Но в экспертном сообществе обсуждается, что именно казахстанская сторона скрывает данные, ссылаясь на соглашения. В чем их секретность, если все компании-участники проектов публикуют у себя в открытом доступе показатели по добыче и экспорту, остается открытым вопросом.
Подробнее в статье
Начнем с цифр по добыче и транспортировке нефти в Казахстане по итогам 2025 года. По независимым оценкам, было добыто 99,6 млн тонн нефти. Экспорт составил порядка 78,7 млн тонн. Из них по КТК казахстанской нефти транспортировали 65 млн тонн. По нефтепроводу Атырау-Самара экспортировано порядка 10 млн тонн, Атасу-Алашанькоу (в Китай) – около 1 млн тонн. Морским маршрутом через Баку экспортировано около 1,3 млн тонн, и прочие маршруты (включая ж/д) 1,3 млн тонн.
Странно, что минэнерго отказалось дать эти цифры, если в ежегодных отчетах компании все равно будут публиковать эти данные официально. Возможно, нервозность создают текущие проблемы на Тенгизском месторождении и на выносных причальных установках КТК.
В целом, иностранные компании готовы публиковать данные по месторождениям Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. Но в экспертном сообществе обсуждается, что именно казахстанская сторона скрывает данные, ссылаясь на соглашения. В чем их секретность, если все компании-участники проектов публикуют у себя в открытом доступе показатели по добыче и экспорту, остается открытым вопросом.
Подробнее в статье
Exclusive.kz
Почему информация о нефтегазовой отрасли стала секретной.
Информация о добыче нефти в Казахстане, об объемах ее экспорта, маршрутах вывоза за границу теперь стала недоступна для СМИ, а значит для широкой
Forwarded from Бюллетень РК
ЦЕНЫ НА НЕФТЬ НА ВНУТРЕННЕМ РЫНКЕ
В декабре 2025 года средняя цена производителей на нефть, реализованную на внутреннем рынке, составила 100 839 тг/т, что соответствует 102,1% к предыдущему месяцу и 102,0% к декабрю 2024 года.
На графике приведено помесячное сравнение внутренних цен и мировых котировок Brent.
Цена производителя — цена единицы
реализуемой продукции в момент ее выхода из ворот предприятия без учета налога
на добавленную стоимость и акцизов, торговой и сбытовой наценки и транспортных
расходов, связанных с движением продукции от производителя к покупателю.
Мировая цена — фьючерские цены на нефть марки Brent из открытых
интернет-источников.
Цена производителей на
внутреннем рынке в
USD/баррель определена расчетным путем с использованием коэффициента
баррелизации 7,5 и официального обменного курса доллара США, размещаемого на
веб-сайте национального банка РК за отчетный период.
В декабре 2025 года средняя цена производителей на нефть, реализованную на внутреннем рынке, составила 100 839 тг/т, что соответствует 102,1% к предыдущему месяцу и 102,0% к декабрю 2024 года.
На графике приведено помесячное сравнение внутренних цен и мировых котировок Brent.
Цена производителя — цена единицы
реализуемой продукции в момент ее выхода из ворот предприятия без учета налога
на добавленную стоимость и акцизов, торговой и сбытовой наценки и транспортных
расходов, связанных с движением продукции от производителя к покупателю.
Мировая цена — фьючерские цены на нефть марки Brent из открытых
интернет-источников.
Цена производителей на
внутреннем рынке в
USD/баррель определена расчетным путем с использованием коэффициента
баррелизации 7,5 и официального обменного курса доллара США, размещаемого на
веб-сайте национального банка РК за отчетный период.
Forwarded from Минэнерго России
Минэнерго создаст рабочую группу по энергетике со странами Центральной Азии
Роман Маршавин принял участие в экспертных консультациях в формате «Центральная Азия – Россия», состоявшихся в МИД РФ.
📄 На мероприятии были рассмотрены вопросы практического сотрудничества с целью реализации Плана совместных действий на 2025-2027 годы, принятого по итогам второго саммита «Центральная Азия – Россия» в Душанбе 9 октября 2025 года, а также инициатив, выдвинутых в ходе указанного мероприятия лидерами центральноазиатских стран.
👨👩👧👦 По итогам обсуждения было принято решение о создании рабочей группы по энергетике на уровне заместителей министров, которая позволит рассматривать вопросы взаимодействия по линии ТЭК в шестистороннем формате.
👥 В состав рабочей группы войдут представители энергетических ведомств России, Казахстана, Киргизии, Узбекистана, Таджикистана и Туркменистана.
⚡️ Минэнерго России в МАХ
Роман Маршавин принял участие в экспертных консультациях в формате «Центральная Азия – Россия», состоявшихся в МИД РФ.
«Участники рабочей группы будут заниматься системной работой по исполнению плана действий, одобренного главами государств», – сообщил Роман Маршавин.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from ENERGY ANALYTICS
🛢 Баку-Тбилиси-Джейхан и экспортная гибкость
Добыча нефти в Азербайджане ежегодно сокращается за последние 12 лет: с 44 млн тонн в 2013 году до ~28 млн тонн в 2025 году. При этом внутреннее потребление постепенно растет.
Ключевой экспортный канал страны — нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) с проектной мощностью 60 млн тонн/год. Однако с 2020 года более половины мощности БТД (>30 млн тонн) остается незагруженной. Несмотря на краткосрочный рост после пандемии, с 2023 года вновь фиксируется нисходящий тренд.
Для Казахстана маршрут через БТД усиливает диверсификацию экспорта и снижает уязвимость к рискам на доминирующих направлениях. В 2025 году по БТД было транспортировано 1,3 млн тонн казахстанской нефти, и эта динамика показывает потенциал дальнейшего роста.
Тарифы по БТД нельзя отнести к высоким — они остаются конкурентоспособными и находятся в сопоставимом диапазоне с КТК. Но тут возникают сложности в обеспечении маршрута из Казахстана.
➡️ На первом этапе нефть из ключевых месторождений необходимо доставить в порт Актау, преимущественно железной дорогой. При увеличении объемов потребуется дополнительный парк вагонов и улучшение координации логистики.
➡️ Далее включается морское плечо: из Актау нефть отправляется танкерами по Каспию в Баку, где перегружается и направляется в систему БТД. На этом участке важны наличие свободных танкеров и пропускные возможности портовой инфраструктуры.
➡️ Также дополнительным фактором выступает качество сырья - казахстанские и азербайджанские партии отличаются по плотности и содержанию серы.
Тем не менее, в условиях диверсификации маршрутов, транзит казахстанской нефти по БТД может носить взаимовыгодный характер:
🇰🇿 Казахстан - получает альтернативный и надежный экспортный канал.
🇦🇿 Азербайджан - компенсирует падение собственной добычи и повышает загрузку трубопровода.
➡️ Можно сказать обе страны усиливают свои позиции на внешних рынках и расширяют логистические возможности.
📱 https://t.me/EnergyAnalytics
Добыча нефти в Азербайджане ежегодно сокращается за последние 12 лет: с 44 млн тонн в 2013 году до ~28 млн тонн в 2025 году. При этом внутреннее потребление постепенно растет.
Ключевой экспортный канал страны — нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) с проектной мощностью 60 млн тонн/год. Однако с 2020 года более половины мощности БТД (>30 млн тонн) остается незагруженной. Несмотря на краткосрочный рост после пандемии, с 2023 года вновь фиксируется нисходящий тренд.
Для Казахстана маршрут через БТД усиливает диверсификацию экспорта и снижает уязвимость к рискам на доминирующих направлениях. В 2025 году по БТД было транспортировано 1,3 млн тонн казахстанской нефти, и эта динамика показывает потенциал дальнейшего роста.
Тарифы по БТД нельзя отнести к высоким — они остаются конкурентоспособными и находятся в сопоставимом диапазоне с КТК. Но тут возникают сложности в обеспечении маршрута из Казахстана.
Тем не менее, в условиях диверсификации маршрутов, транзит казахстанской нефти по БТД может носить взаимовыгодный характер:
🇰🇿 Казахстан - получает альтернативный и надежный экспортный канал.
🇦🇿 Азербайджан - компенсирует падение собственной добычи и повышает загрузку трубопровода.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from 𝗣𝗔𝗖𝗘
#вопросответ Строительство резервуарных хранилищ нефти в Казахстане — вопрос стратегической устойчивости, и инициатива в этом должна исходить от государства.
Предложения о расширении инфраструктуры хранения нефти, в частности, строительстве крупных резервуарных парков, вызваны растущими рисками, связанными с зависимостью от экспортного маршрута через Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). Однако ключевой вопрос кто должен инвестировать в эти мощности и как распределится ответственность за их использование.
Логично, что государство и национальная компания "КазМунайГаз" должны взять на себя лидерство в создании стратегических резервных мощностей хранения. Это элемент национальной безопасности и стабильности экспорта. Международные консорциумы (ТШО, КПО, НКОК), работающие в рамках СРП и ориентированные на экспортную прибыль, вряд ли будут заинтересованы в строительстве объектов, которые сами по себе не приносят дохода и могут использоваться эпизодически.
⚠️ Вместо этого разумной моделью выглядит следующая:
🔵 Хранилища строятся за счёт государства или на базе КМГ, возможно с частичным привлечением международных доноров или финансовых институтов.
🔵 Компании, не участвующие в финансировании этих объектов, оплачивают аренду резервуарных мощностей в случае использования (по рыночным или согласованным тарифам).
🔵 Это создаёт стимул: участвуй в строительстве — плати меньше в будущем; не участвуй — оплачивай доступ при сбоях.
Если ситуация с КТК усугубится и экспорт временно остановится, нефтедобывающие компании не будут заинтересованы продолжать добычу без возможности сбыта, особенно если альтернативные маршруты (например, через Каспий или железную дорогу в Китай) не смогут обеспечить сопоставимую экономику из-за логистических затрат и скидок к цене. В этом случае временное хранение нефти в резервуарах — это единственный способ не останавливать полностью производство и не терять технологические режимы.
Таким образом, создание национальной системы резервного хранения это страховой механизм не только для государства, но и для недропользователей, который должен быть выстроен по принципу: государство строит — бизнес платит за использование.
Предложения о расширении инфраструктуры хранения нефти, в частности, строительстве крупных резервуарных парков, вызваны растущими рисками, связанными с зависимостью от экспортного маршрута через Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). Однако ключевой вопрос кто должен инвестировать в эти мощности и как распределится ответственность за их использование.
Логично, что государство и национальная компания "КазМунайГаз" должны взять на себя лидерство в создании стратегических резервных мощностей хранения. Это элемент национальной безопасности и стабильности экспорта. Международные консорциумы (ТШО, КПО, НКОК), работающие в рамках СРП и ориентированные на экспортную прибыль, вряд ли будут заинтересованы в строительстве объектов, которые сами по себе не приносят дохода и могут использоваться эпизодически.
Если ситуация с КТК усугубится и экспорт временно остановится, нефтедобывающие компании не будут заинтересованы продолжать добычу без возможности сбыта, особенно если альтернативные маршруты (например, через Каспий или железную дорогу в Китай) не смогут обеспечить сопоставимую экономику из-за логистических затрат и скидок к цене. В этом случае временное хранение нефти в резервуарах — это единственный способ не останавливать полностью производство и не терять технологические режимы.
Таким образом, создание национальной системы резервного хранения это страховой механизм не только для государства, но и для недропользователей, который должен быть выстроен по принципу: государство строит — бизнес платит за использование.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Если ситуация с КТК усугубится и экспорт временно остановится, нефтедобывающие компании не будут заинтересованы продолжать добычу без возможности сбыта, особенно если альтернативные маршруты (например, через Каспий или железную дорогу в Китай) не смогут обеспечить сопоставимую экономику из-за логистических затрат и скидок к цене. В этом случае временное хранение нефти в резервуарах — это единственный способ не останавливать полностью производство и не терять технологические режимы.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
БУДУТ ЛИ ПРОВЕРКИ НА ТЕНГИЗЕ?
Я так понимаю, что идея обратной закачки газа Кашаганского месторождения в коллектор Тенгиза остается на повестке. Примерно в объеме 6 млрд. кубм в год к 2030 г. с наращиванием еще на 6 млрд. кубм в год к 2036 г. Итого еще 12 млрд кубм «закапываем» в землю. Напомню, что в Казахстане уже 30 млрд кубм идет на обратную закачку. Это при том, что Президент уже высказался о том, что необходимо наращивать сырьевую базу по газу. Очень странное будет решение.
Возможно, ТШО провел свои внутренние исследования и объявил о готовности принять такие объемы газа с Кашагана. Тогда вопросов возникает еще больше. Могу предположить, что оператор проекта видит снижение добычи нефти на Тенгизу уже в ближайшие годы. И чтобы как-то поддержать полку добычи будет использовать различные технологии. Например, газлифт. Возможно еще и закачку попутного нефтяного газа в межтрубное пространство. Для этого нужен газ. Другого объяснения для транспортировки Кашаганского газа, по своей природе очень химически агрессивного, до Тенгиза я не вижу.
Уверен, Главе государства будут докладываться о том, что такой подход увеличит добычу жидких углеводородов. Точно такую же «песню» пели, когда отменили Фазу 3 на Карачаганкском месторождении, которая предполагала обязательства КПО построить газовый завод. Чем все это закончилось мы все видим. Особенно на фоне, когда срок службы Оренбургского ГПЗ достиг критического уровня уже в 2024 г. Отсутствие инвестиций в реконструкцию ОГПЗ может привести к снижению приема Карачаганакского газа с текущих 9 до 2 млрд. м3 в год из-за технологических ограничений установок. Решения для Карачаганака есть, но их откровенно игнорируют.
Вопросов по Тенгизу много. Их нужно обсуждать, договариваться. Ясно, что переговорный процесс выходит на новый уровень. Я не удивлюсь, если на Тенгизском месторождении скоро начнутся всякого рода проверки. Казахстану нужно усиливать свои переговорные позиции. Для этого нужны «патроны».
Первый заместитель премьер-министра Казахстана Роман Скляр провёл встречу с управляющим директором Евразийского подразделения корпорации Chevron Дереком Магнессом. Стороны обсудили текущее состояние и перспективы сотрудничества в нефтегазовой сфере. Особое внимание было уделено проекту Тенгиз.
Я так понимаю, что идея обратной закачки газа Кашаганского месторождения в коллектор Тенгиза остается на повестке. Примерно в объеме 6 млрд. кубм в год к 2030 г. с наращиванием еще на 6 млрд. кубм в год к 2036 г. Итого еще 12 млрд кубм «закапываем» в землю. Напомню, что в Казахстане уже 30 млрд кубм идет на обратную закачку. Это при том, что Президент уже высказался о том, что необходимо наращивать сырьевую базу по газу. Очень странное будет решение.
Возможно, ТШО провел свои внутренние исследования и объявил о готовности принять такие объемы газа с Кашагана. Тогда вопросов возникает еще больше. Могу предположить, что оператор проекта видит снижение добычи нефти на Тенгизу уже в ближайшие годы. И чтобы как-то поддержать полку добычи будет использовать различные технологии. Например, газлифт. Возможно еще и закачку попутного нефтяного газа в межтрубное пространство. Для этого нужен газ. Другого объяснения для транспортировки Кашаганского газа, по своей природе очень химически агрессивного, до Тенгиза я не вижу.
Уверен, Главе государства будут докладываться о том, что такой подход увеличит добычу жидких углеводородов. Точно такую же «песню» пели, когда отменили Фазу 3 на Карачаганкском месторождении, которая предполагала обязательства КПО построить газовый завод. Чем все это закончилось мы все видим. Особенно на фоне, когда срок службы Оренбургского ГПЗ достиг критического уровня уже в 2024 г. Отсутствие инвестиций в реконструкцию ОГПЗ может привести к снижению приема Карачаганакского газа с текущих 9 до 2 млрд. м3 в год из-за технологических ограничений установок. Решения для Карачаганака есть, но их откровенно игнорируют.
Вопросов по Тенгизу много. Их нужно обсуждать, договариваться. Ясно, что переговорный процесс выходит на новый уровень. Я не удивлюсь, если на Тенгизском месторождении скоро начнутся всякого рода проверки. Казахстану нужно усиливать свои переговорные позиции. Для этого нужны «патроны».
Поделюсь новостью. Меня пригласили выступить на Regional Policy Dialogue on Methane Emissions Reduction for Climate Action in Asia and the Pacific.
Мероприятие пройдет в феврале 2026 года в Бангкоке. Диалог организуют совместно с UNEP, CCAC и Environmental Defense Fund.
Рад представлять Казахстан на международной площадке. Есть много вызовов как региональных, так и на уровне республкики, которые можно и нужно озвучить.
PS. Если есть вопросы, которые стоит донести или поделится на этой площадке - пишите в ЛС. Время для обсуждения еще есть.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
АВГИЕВЫ КАШАГАНЮШНИ
Любой крупный проект живёт с рисками. Техническими, экологическими, финансовыми, регуляторными. То, что риск был известен, не означает, что он был создан намеренно. Это означает лишь одно: риск существовал и в какой-то момент реализовался.
История с серой на Кашагане как раз об этом. Да, партнеры проекта знали, что требования могут ужесточиться. Да, внутри консорциума обсуждали потенциальные штрафы. Да, были оценки возможных потерь. Но знание риска не равно злому умыслу или «осознанному нарушению». Ни один из инвесторов не будет намеренно нарушать закон. Это нонсенс!
Проект десятилетиями балансировал между плохими и очень плохими решениями. Переработка серы означала бы гарантированные убытки здесь и сейчас. Хранение — юридически допустимое решение на тот момент, но с отложенным регуляторным риском. Выбрали второе. Риск реализовался.
Это нормальная логика для мегапроектов, где нет идеальных опций. Есть выбор между ущербом сегодня и вероятным ущербом завтра. Иногда «завтра» наступает быстрее.
Опасно в этой истории другое. Когда анализ рисков подменяется моральными оценками. Когда «они знали» превращается в «они виноваты по определению». Так инвесторам и рынку подают сигнал: даже управляемый и задокументированный риск может быть интерпретирован задним числом как нарушение.
Повторюсь, риски это часть индустрии. Вопрос не в том, знали ли о них. Вопрос в том, как государство и бизнес дальше договариваются о правилах игры, чтобы риск не превращался в политический или фискальный инструмент.
Это сага еще продолжится. Посмотрим чем всё это закончится в итоге.
А то, что кто-то пиарится на этом это не профессионально. Хотя какой там профессионализм. Популизм в чистом виде. Сливы информации местным и мировым СМИ уже стало нормой. К сожалению...
Любой крупный проект живёт с рисками. Техническими, экологическими, финансовыми, регуляторными. То, что риск был известен, не означает, что он был создан намеренно. Это означает лишь одно: риск существовал и в какой-то момент реализовался.
История с серой на Кашагане как раз об этом. Да, партнеры проекта знали, что требования могут ужесточиться. Да, внутри консорциума обсуждали потенциальные штрафы. Да, были оценки возможных потерь. Но знание риска не равно злому умыслу или «осознанному нарушению». Ни один из инвесторов не будет намеренно нарушать закон. Это нонсенс!
Проект десятилетиями балансировал между плохими и очень плохими решениями. Переработка серы означала бы гарантированные убытки здесь и сейчас. Хранение — юридически допустимое решение на тот момент, но с отложенным регуляторным риском. Выбрали второе. Риск реализовался.
Это нормальная логика для мегапроектов, где нет идеальных опций. Есть выбор между ущербом сегодня и вероятным ущербом завтра. Иногда «завтра» наступает быстрее.
Опасно в этой истории другое. Когда анализ рисков подменяется моральными оценками. Когда «они знали» превращается в «они виноваты по определению». Так инвесторам и рынку подают сигнал: даже управляемый и задокументированный риск может быть интерпретирован задним числом как нарушение.
Повторюсь, риски это часть индустрии. Вопрос не в том, знали ли о них. Вопрос в том, как государство и бизнес дальше договариваются о правилах игры, чтобы риск не превращался в политический или фискальный инструмент.
Это сага еще продолжится. Посмотрим чем всё это закончится в итоге.
А то, что кто-то пиарится на этом это не профессионально. Хотя какой там профессионализм. Популизм в чистом виде. Сливы информации местным и мировым СМИ уже стало нормой. К сожалению...
ПЫЛЬ В ГЛАЗА
Касательно роста производства бензина в Казахстане в 2025 году, которое увеличилось до 5,4 млн тн с 4,9 млн тн годом ранее. Здесь важно помнить, что Шымкентский НПЗ в прошлом году не останавливался на плановый ремонт. А вот в 2026 году на остановочный ремонт встанут все три крупных НПЗ. Соотвественно, показатели по производству бензина снизятся. При этом в стране сохраняется рост потребления высокооктановых сортов топлива Аи-95 и Аи-98, дизельного и авиационного топлива.
Очевидно, что вопрос строительства 4-го НПЗ остается острым. Поиском инвесторов пока никто не занимается. Как и вопросом обеспечения сырьевой базой.
Как говорится, пока гром не грянет мужик(что-то там не сделает) . Мы видим типичную схему «только не в мою смену», а потом «после нас хоть потоп».
Касательно роста производства бензина в Казахстане в 2025 году, которое увеличилось до 5,4 млн тн с 4,9 млн тн годом ранее. Здесь важно помнить, что Шымкентский НПЗ в прошлом году не останавливался на плановый ремонт. А вот в 2026 году на остановочный ремонт встанут все три крупных НПЗ. Соотвественно, показатели по производству бензина снизятся. При этом в стране сохраняется рост потребления высокооктановых сортов топлива Аи-95 и Аи-98, дизельного и авиационного топлива.
Очевидно, что вопрос строительства 4-го НПЗ остается острым. Поиском инвесторов пока никто не занимается. Как и вопросом обеспечения сырьевой базой.
Как говорится, пока гром не грянет мужик
Forwarded from ВЫХОД К ПРАВДЕ
ИИ вне закона: Генпрокуратуру Казахстана попросили уволить нейросеть SKAI
Казахстанская ассоциация миноритарных акционеров (QAMS) попросила Генеральную прокуратуру принять меры из-за возможного нарушения законодательства фондом «Самрук-Казына». Речь вновь идёт о «назначении» нейросети SKAI одним из членов совета директоров.
В QAMS напомнили, что АРРФР считает «назначение» нейросети директором нарушением действующих казахстанских законов. Искусственный интеллект — не физлицо, он не является независимым, не может самостоятельно принимать решения и выносить собственные суждения, а значит, не соответствует требованиям к членам совета директоров ФНБ.
Генпрокуратуру попросили провести проверку и при наличии нарушений принять меры, а заодно гарантировать, что «Самрук-Казына» будет действовать в рамках правового поля.
В январе 2026-го АРРФР официально подтвердило, что по действующему законодательству Казахстана нейросети не имеют юридической субъектности и не могут управлять компаниями.
t.me/ulysmediatg
Казахстанская ассоциация миноритарных акционеров (QAMS) попросила Генеральную прокуратуру принять меры из-за возможного нарушения законодательства фондом «Самрук-Казына». Речь вновь идёт о «назначении» нейросети SKAI одним из членов совета директоров.
В QAMS напомнили, что АРРФР считает «назначение» нейросети директором нарушением действующих казахстанских законов. Искусственный интеллект — не физлицо, он не является независимым, не может самостоятельно принимать решения и выносить собственные суждения, а значит, не соответствует требованиям к членам совета директоров ФНБ.
Генпрокуратуру попросили провести проверку и при наличии нарушений принять меры, а заодно гарантировать, что «Самрук-Казына» будет действовать в рамках правового поля.
— Ассоциация последовательно выступает за соблюдение норм закона, защиту прав миноритарных инвесторов, снижение регуляторных и инвестиционных рисков. ИИ может быть эффективным инструментом аналитики и оптимизации бизнес-процессов. Однако членом органа управления компанией может быть только физическое лицо, — отметили в QAMS.
В январе 2026-го АРРФР официально подтвердило, что по действующему законодательству Казахстана нейросети не имеют юридической субъектности и не могут управлять компаниями.
t.me/ulysmediatg
Лучши материал недели по Вашему мнению?
Anonymous Poll
20%
Пыль в глаза (4-й НПЗ)
12%
Авгиеву Кашаганюшни
4%
По приглашению ООН
11%
Будут ли проверки на Тенгизе?
11%
Строительство стратегических нефтехранилищ
8%
Нам всё расскажут (Арбитраж КПО)
6%
Про газ Ирана
12%
Выиграл бой - Проиграл войну (Арбитраж)
14%
Вернемся к нашим баранам (ПП/ПЭ)
3%
Добыча нефти 90 минус
Forwarded from Argus
• государство больше не обязано владеть нефтяными проектами на 100%;
• совокупная доля изъятий в виде налогов и роялти может снизиться до диапазона 65–80%;
• роялти станут гибкими и будут рассчитываться по проектам;
• инвесторы получат налоговые льготы и дополнительные гарантии.
Реформа знаменует поворот к более рыночной модели и может повысить интерес международных компаний к венесуэльским проектам после многолетнего периода национализации и санкционного давления.
Изменения приняты на фоне пересмотра нефтяной политики страны и ожиданий притока инвестиций в upstream-сегмент.
#Нефть #Мир
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ДЕМОНТАЖ СЕВЕРНОГО ПОТОКА
Российский газ теперь юридически запрещён в ЕС. Импорт СПГ по краткосрочных контрактам должен прекратиться 25 апреля 2026 года, а по долгосрочным контрактам — до 1 января 2027 года. Импорт трубопроводов запрещён с 17 июня 2026 года для краткосрочных контрактов и с 1 ноября 2027 года для долгосрочных. За последние 4 года спрос ЕС на природный газ снизился на 15%. ЕС значительно увеличили импорт СПГ из США, но путь к сокращению уже очевиден. Следующим шагом запрет российской нефти и урана. И [неожиданно] демонтаж Северного потока.
Российский газ теперь юридически запрещён в ЕС. Импорт СПГ по краткосрочных контрактам должен прекратиться 25 апреля 2026 года, а по долгосрочным контрактам — до 1 января 2027 года. Импорт трубопроводов запрещён с 17 июня 2026 года для краткосрочных контрактов и с 1 ноября 2027 года для долгосрочных. За последние 4 года спрос ЕС на природный газ снизился на 15%. ЕС значительно увеличили импорт СПГ из США, но путь к сокращению уже очевиден. Следующим шагом запрет российской нефти и урана. И [неожиданно] демонтаж Северного потока.
ОППОРТУНИТИ, ИЛИ СТАРЫЕ ГРАБЛИ
Не устану повторять: все эти отчёты не учитывают одну ключевую деталь — технологии, которые развиваются быстрее любых прогнозов. Не стоит их игнорировать. Можно, конечно, почесать эго и сделать вид, что мир стабилен.
В итоге появляются так называемые подрывные технологии. Те самые, которые ломают устоявшиеся системы и расчёты.
Самый показательный пример это гидроразрыв сланцевых нефтегазоносных формаций, с которого началась революция в добыче нефти и газа. С ураном история может оказаться очень похожей.
Главное помнить об этом и не исходить из предположения, что «ничего не изменится».
Не устану повторять: все эти отчёты не учитывают одну ключевую деталь — технологии, которые развиваются быстрее любых прогнозов. Не стоит их игнорировать. Можно, конечно, почесать эго и сделать вид, что мир стабилен.
В итоге появляются так называемые подрывные технологии. Те самые, которые ломают устоявшиеся системы и расчёты.
Самый показательный пример это гидроразрыв сланцевых нефтегазоносных формаций, с которого началась революция в добыче нефти и газа. С ураном история может оказаться очень похожей.
Главное помнить об этом и не исходить из предположения, что «ничего не изменится».
На днях прочитал статью Reuters о признании Правительством Казахстана подкупа чиновников. Это, конечно, даёт моральную ясность, но не стратегическое преимущество.
Признание фактов подкупа чиновников при согласовании затрат на месторождении Карачаганак внутри страны может восприниматься как запоздалый разрыв с практиками прошлого. На международной арене эффект выглядит куда более неоднозначным и потенциально негативным.
Западные рынки не разделяют «старый» и «новый» Казахстан. Для инвесторов, кредиторов, арбитражных трибуналов и страховых компаний существует один контрагент — государство как институт. Когда этот институт официально признаёт, что коррупция влияла на его собственные регуляторные решения, он не очищает свою репутацию, а подрывает её.
В международных финансах и инвестиционном праве подобные признания редко конвертируются в доверие. Чаще они усиливают страновые риски. Капитал становится дороже, договоры еще жёстче, а будущие споры рассматриваются с повышенной подозрительностью. Аргумент «это было в другую эпоху» в Лондоне, Нью-Йорке или Стокгольме практически не работает. Ключевой сигнал иной: институциональный контроль был слабым и оставался таким длительное время.
Формально в центре внимания находится арбитраж по Карачаганаку. Но куда важнее создаваемый прецедент. Встраивая коррупционную риторику в свою правовую позицию, Казахстан рискует заложить шаблон, который может всплыть в будущих спорах по другим проектам и соглашениям о разделе продукции. То, что сегодня подаётся как борьба за справедливость, завтра может быть использовано как доказательство системной уязвимости.
Речь не идёт о том, что с коррупцией не нужно бороться. Напротив, без этого доверие невозможно. Но доверие глобальных рынков формируется через предсказуемые институты, работающие механизмы контроля и ориентированные на будущее реформы, а не через ретроспективные признания, используемые в судебной тактике.
Моральная ясность может быть важна для внутренней аудитории. Но стратегическое преимущество в глазах глобального капитала требует более прочного основания институциональной устойчивости и юридической последовательности.
Признание фактов подкупа чиновников при согласовании затрат на месторождении Карачаганак внутри страны может восприниматься как запоздалый разрыв с практиками прошлого. На международной арене эффект выглядит куда более неоднозначным и потенциально негативным.
Западные рынки не разделяют «старый» и «новый» Казахстан. Для инвесторов, кредиторов, арбитражных трибуналов и страховых компаний существует один контрагент — государство как институт. Когда этот институт официально признаёт, что коррупция влияла на его собственные регуляторные решения, он не очищает свою репутацию, а подрывает её.
В международных финансах и инвестиционном праве подобные признания редко конвертируются в доверие. Чаще они усиливают страновые риски. Капитал становится дороже, договоры еще жёстче, а будущие споры рассматриваются с повышенной подозрительностью. Аргумент «это было в другую эпоху» в Лондоне, Нью-Йорке или Стокгольме практически не работает. Ключевой сигнал иной: институциональный контроль был слабым и оставался таким длительное время.
Формально в центре внимания находится арбитраж по Карачаганаку. Но куда важнее создаваемый прецедент. Встраивая коррупционную риторику в свою правовую позицию, Казахстан рискует заложить шаблон, который может всплыть в будущих спорах по другим проектам и соглашениям о разделе продукции. То, что сегодня подаётся как борьба за справедливость, завтра может быть использовано как доказательство системной уязвимости.
Речь не идёт о том, что с коррупцией не нужно бороться. Напротив, без этого доверие невозможно. Но доверие глобальных рынков формируется через предсказуемые институты, работающие механизмы контроля и ориентированные на будущее реформы, а не через ретроспективные признания, используемые в судебной тактике.
Моральная ясность может быть важна для внутренней аудитории. Но стратегическое преимущество в глазах глобального капитала требует более прочного основания институциональной устойчивости и юридической последовательности.