НОВЫЕ ШТРИХИ ТРАНСКАСПИЯ
Международное инвестиционное подразделение ADNOC завершило приобретение 12,5% акций Southern Gas Corridor CJSC (SGC). Соглашение акционеров было подписано 14 сентября в Баку в присутствии президента Азербайджана Ильхама Алиева и советника по национальной безопасности ОАЭ шейха Тахнуна бин Заида Аль Нахайяна.
SGC участвует сразу в четырёх стратегических активах: месторождении Шах-Дениз, Южно-Кавказском газопроводе, TANAP и TAP. Через эту покупку ADNOC фактически получает косвенное экономическое участие примерно в 2% Шах-Дениза, 2,63% Южно-Кавказского газопровода, 6,38% TANAP и 2,5% TAP. Пакет даёт доступ к экономике проектов и участие в обсуждении будущего расширения всей системы. Маршрут протяжённостью около 3 500 км связывает каспийский газ с Турцией и европейским рынком через Грузию, Грецию, Албанию и Италию.
ADNOC уже владеет 30% газоконденсатного месторождения Абшерон в Азербайджане. Кроме того, ADNOC получила 38% в морском Блоке I в Туркменистане, который сегодня добывает около 400 млн кубических футов газа в сутки и располагает ресурсами более 7 трлн кубических футов. Таким образом, Абу-Даби последовательно собирает будущую каспийскую газовую платформу, которая консолидирует добычу в Азербайджане, участие в туркменских ресурсах и теперь в экспортной инфраструктуре до Европы.
Очевидно, что объединении ресурсов Азербайджана и Туркменистана с европейской инфраструктурой следует воспринимать как стратегическое направление. Транскаспийский газопровод между Туркменистаном и Азербайджаном начинает всё больше вырисовываться. Для этого необходимо решить вопросы объёмов, долгосрочных контрактов, финансирования и межгосударственных гарантий. И ADNOC уже заняла позицию на случай, когда это окно возможностей откроется.
Международное инвестиционное подразделение ADNOC завершило приобретение 12,5% акций Southern Gas Corridor CJSC (SGC). Соглашение акционеров было подписано 14 сентября в Баку в присутствии президента Азербайджана Ильхама Алиева и советника по национальной безопасности ОАЭ шейха Тахнуна бин Заида Аль Нахайяна.
SGC участвует сразу в четырёх стратегических активах: месторождении Шах-Дениз, Южно-Кавказском газопроводе, TANAP и TAP. Через эту покупку ADNOC фактически получает косвенное экономическое участие примерно в 2% Шах-Дениза, 2,63% Южно-Кавказского газопровода, 6,38% TANAP и 2,5% TAP. Пакет даёт доступ к экономике проектов и участие в обсуждении будущего расширения всей системы. Маршрут протяжённостью около 3 500 км связывает каспийский газ с Турцией и европейским рынком через Грузию, Грецию, Албанию и Италию.
ADNOC уже владеет 30% газоконденсатного месторождения Абшерон в Азербайджане. Кроме того, ADNOC получила 38% в морском Блоке I в Туркменистане, который сегодня добывает около 400 млн кубических футов газа в сутки и располагает ресурсами более 7 трлн кубических футов. Таким образом, Абу-Даби последовательно собирает будущую каспийскую газовую платформу, которая консолидирует добычу в Азербайджане, участие в туркменских ресурсах и теперь в экспортной инфраструктуре до Европы.
Очевидно, что объединении ресурсов Азербайджана и Туркменистана с европейской инфраструктурой следует воспринимать как стратегическое направление. Транскаспийский газопровод между Туркменистаном и Азербайджаном начинает всё больше вырисовываться. Для этого необходимо решить вопросы объёмов, долгосрочных контрактов, финансирования и межгосударственных гарантий. И ADNOC уже заняла позицию на случай, когда это окно возможностей откроется.
2026.09.21. Отраслевой Дайджест №6.pdf
7.6 MB
🔔 Вашему вниманию отраслевой дайджест N°6.
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
Комментарий. Как отмечается в отраслевом дайджесте Бюро аналитики PACE, для удержания пластового давления оператор – компания NCOC – вынужден осуществлять обратную реинжекцию рекордных 5,8 млрд куб. м сырого газа (почти половина всего объема), что удваивает коррозийный износ труб из-за сульфидного растрескивания и генерирует выработку 1,52 млн тонн побочной элементарной серы. Для Минэнерго Казахстана этот технологический тупик означает, что реализация фаз 2А и 2В с выводом добычи на 500-710 тыс. барр./сут. физически невозможна без экстренного запуска нацкомпанией QazaqGaz двух новых ГПЗ мощностью 1 млрд и 2,5 млрд куб. м, сроки ввода которых уже официально скорректированы ведомством вправо: на 2027 и 2030 гг. соответственно.
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
10 МИНУТ ПОЛИПРОПИЛЕНА
Если что, дыма без огня не бывает...
***
Официальный комментарий ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.» (KPI):
Если что, дыма без огня не бывает...
***
Официальный комментарий ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.» (KPI):
24 сентября 2026 года в 13:50 произошло задымление порошка полипропилена, хранившегося в биг-бэгах. Ситуация была оперативно взята под контроль и полностью ликвидирована в 14:00.
Forwarded from DigitalBusiness.kz
После почти месячного затишья АИ-92 в Алматы снова подорожал - до 251 тенге за литр. Эксперт
Заодно спросили о другой сезонной проблеме - когда в Казахстане появится зимнее дизельное топливо и хватит ли его на предстоящий сезон.
Из беседы:
➤ 25 сентября АИ-92 в Алматы подорожал сразу на 2 тенге - с 249 до 251 тенге за литр, АИ-95 стоит 322 тенге, АИ-98 - 365 тенге, дизель - 348 тенге.
➤ Эксперт связывает дальнейший рост цен в том числе с повышением расчетного коэффициента акциза на бензин и дизельное топливо с 50 до 95%.
«С учетом проведенного премьер-министром совещания, посвященного развитию нефтепереработки и строительству четвертого НПЗ, темпы роста цен до конца года могут даже ускориться», - прогнозирует эксперт.
➤ По оценке Исмаилова, из-за проблем с доходами бюджета дополнительная нагрузка может перейти на потребителей через дальнейшее повышение цен на топливо и акцизы.
➤ Ранее эксперт прогнозировал АИ-92 на уровне 260 тенге за литр в августе–сентябре. До новой контрольной точки рукой подать - всего 9 тенге.
➤ В перспективе Исмаилов ожидает дальнейшего роста стоимости бензина и допускает, что АИ-92 может приблизиться к эквиваленту 1 доллара за литр.
➤ Производство зимнего дизельного топлива обычно начинается в октябре.
«Атырауский НПЗ способен выпускать арктическое дизтопливо и специальные зимние марки, однако их производят отдельными партиями по мере формирования спроса на внутреннем рынке», - говорит Исмаилов.
Подробности — на сайте
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
Obzor_gazovoy_otrasli_RK.pdf
298.6 KB
Комментарий. Правительство пересмотрело ориентиры Комплексного плана развития газовой отрасли. Как следует из свежего отчета Halyk Research («Обзор развития газового сектора Казахстана в 2024-2025 годах»), ввод в эксплуатацию ключевых газоперерабатывающих мощностей вновь перенесен на более поздние сроки.
Строительство ГПЗ – критически важное звено для ликвидации дефицита товарного газа. Однако реализация крупных проектов сталкивается с длинным инвестиционным циклом, высокой капиталоёмкостью и низкой рентабельностью переработки при текущих регулируемых ценах на внутреннем рынке.
📊 Как менялись графики ввода ГПЗ:
1️⃣ Кашаганский ГПЗ (мощность 1 млрд куб. м/год)
2️⃣ Жанаозенский ГПЗ (0,9 млрд куб. м/год)
3️⃣ Карачаганакский ГПЗ (мощность 4-5 млрд куб. м/год)
💡 Почему это происходит и к чему ведет?
· Огромные затраты: совокупная стоимость только 2 объектов – на Кашагане и в Жанаозене – оценивается примерно в T660 млрд.
· Отсутствие частных инвесторов: низкие внутренние оптовые цены на газ не обеспечивают достаточной доходности для коммерческого капитала. В результате основной груз финансирования ложится на государство, национальные и квазигоскомпании.
· Давление на баланс: пока запуск заводов откладывается, валовая добыча газа растет (до 68,7 млрд куб. м в 2025 г.), но почти половина этого объема (49%, или 33,5 млрд куб. м) уходит на обратную закачку для поддержания добычи нефти. Производство же готового товарного газа падает, а условный профицит сократится до 5,1 млрд куб. м уже в 2026 году.
❗️Без пересмотра модели ценообразования и привлечения частных инвесторов масштабные проекты переработки рискуют и дальше сталкиваться с переносом сроков, усиливая риски дефицита газа на внутреннем рынке.
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
БЕНЗИНОВЫЙ ПУЗЫРЬ
На вопрос о том, можно ли повысить внутренние цены на бензин до уровней соседних стран, короткий ответ: можно. Но есть нюанс!
В нашей условной модели в стоимости 1 л бензина (~247 тенге) остаточная прибыль добывающих компаний составляет около 17 тенге. Когда рост лифтинговой себестоимости и затрат на поддержание добычи полностью поглотит этот остаток, у нефтедобывающих компаний исчезнет экономический стимул поставлять нефть на внутреннюю переработку, её [нефти] там просто не будет. Тогда вопрос встанет уже не в цене на бензин, а в наличии самого сырья. Заводам нечего будет перерабатывать, что в свою очередь может привести к массовым сокращениям на трех НПЗ, а это примерно 15-17 тысяч работников, включая сервисные компании.
На вопрос о том, можно ли повысить внутренние цены на бензин до уровней соседних стран, короткий ответ: можно. Но есть нюанс!
В нашей условной модели в стоимости 1 л бензина (~247 тенге) остаточная прибыль добывающих компаний составляет около 17 тенге. Когда рост лифтинговой себестоимости и затрат на поддержание добычи полностью поглотит этот остаток, у нефтедобывающих компаний исчезнет экономический стимул поставлять нефть на внутреннюю переработку, её [нефти] там просто не будет. Тогда вопрос встанет уже не в цене на бензин, а в наличии самого сырья. Заводам нечего будет перерабатывать, что в свою очередь может привести к массовым сокращениям на трех НПЗ, а это примерно 15-17 тысяч работников, включая сервисные компании.
DISCLAIMER! Расчетные показатели не являются официальными данными, а носят аналитический характер.
𝗣𝗔𝗖𝗘
10 МИНУТ ПОЛИПРОПИЛЕНА Если что, дыма без огня не бывает... *** Официальный комментарий ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.» (KPI): 24 сентября 2026 года в 13:50 произошло задымление порошка полипропилена, хранившегося в биг-бэгах. Ситуация была…
ПРОВЕРИТЬ KPI INC. НА СООТВЕТСТВИЕ ТРЕБОВАНИЯМ БЕЗОПАСНОСТИ
24 сентября 2026 года на территории ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries» в Атырауской области произошло самопроизвольное задымление полимерного материала, хранившегося в биг-бэгах. По информации ДЧС, материал содержал следы триэтилалюминия (TEAL) и образовался при очистке оборудования во время плановых остановочно-ремонтных работ. Утверждается, что площадь задымления составила около 32 м². Инцидент был ликвидирован в 14:00, пострадавших и повреждений оборудования нет.
Окей. Но отсутствие пострадавших и повреждений не отменяет главного вопроса:
Дело в том, что триэтилалюминий способен самовоспламеняться при контакте с воздухом и влагой. Поэтому произошедшее нельзя рассматривать только как локальное "задымление". Это основание для комплексной оценки того, насколько система промышленной безопасности предприятия соответствует установленным требованиям. Поэтому на предприятии необходимо провести проверку и установить была ли выполнена полноценная оценка рисков перед началом остановочно-ремонтных работ, соответствуют ли применяемое оборудование и электроустановки требованиям взрывозащиты Ex, имеют ли работники и подрядчики необходимую подготовку и допуски, соблюдаются ли требования статьи 69 Закона Республики Казахстан «О гражданской защите», технического регламента ТР ТС 012/2011 и применимых стандартов серии IEC 60079.
Особенно важно проверить всю цепочку обращения с опасными остатками от вскрытия и очистки оборудования до вывоза либо утилизации загрязнённого материала. Чтобы не формировалось сознание, что промышленную безопасность можно игнорировать.
24 сентября 2026 года на территории ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries» в Атырауской области произошло самопроизвольное задымление полимерного материала, хранившегося в биг-бэгах. По информации ДЧС, материал содержал следы триэтилалюминия (TEAL) и образовался при очистке оборудования во время плановых остановочно-ремонтных работ. Утверждается, что площадь задымления составила около 32 м². Инцидент был ликвидирован в 14:00, пострадавших и повреждений оборудования нет.
Окей. Но отсутствие пострадавших и повреждений не отменяет главного вопроса:
почему материал со следами химически активного вещества оказался в биг-бэгах и при каких условиях он хранился?
Дело в том, что триэтилалюминий способен самовоспламеняться при контакте с воздухом и влагой. Поэтому произошедшее нельзя рассматривать только как локальное "задымление". Это основание для комплексной оценки того, насколько система промышленной безопасности предприятия соответствует установленным требованиям. Поэтому на предприятии необходимо провести проверку и установить была ли выполнена полноценная оценка рисков перед началом остановочно-ремонтных работ, соответствуют ли применяемое оборудование и электроустановки требованиям взрывозащиты Ex, имеют ли работники и подрядчики необходимую подготовку и допуски, соблюдаются ли требования статьи 69 Закона Республики Казахстан «О гражданской защите», технического регламента ТР ТС 012/2011 и применимых стандартов серии IEC 60079.
Особенно важно проверить всю цепочку обращения с опасными остатками от вскрытия и очистки оборудования до вывоза либо утилизации загрязнённого материала. Чтобы не формировалось сознание, что промышленную безопасность можно игнорировать.
Forwarded from ENERGY ANALYTICS
Как развивать крупные проекты, не повторяя ошибки прошлого? Какие экспортные маршруты нужны Казахстану? Что делать с накопленными экологическими проблемами? И можно ли одновременно защищать окружающую среду и сохранять экономическую эффективность?
Ора Лазич - основатель и управляющий директор Eurasia Industry Expert Ltd., международный консультант и аналитик энергетических рынков.
В новом эпизоде вместе со спикером говорим о нефтегазовой отрасли Казахстана такой, какой мы редко видим ее целиком. За крупными проектами, экспортными маршрутами, экономическими показателями и экологическими проблемами стоят конкретные решения, технологии и люди. Вместе со спикером разбираемся, что уже изменилось, какие вопросы остаются открытыми и с какими вызовами отрасли предстоит работать дальше.
Отдельный блок посвящен экологии: выбросам, отходам, воде, состоянию земель и сере. Разбираем технологии обратного осмоса, повторное использование воды, современные подходы к управлению отходами и возможности снижения загрязнения от угольной энергетики.
Разговор охватил широкий круг вопросов, поэтому выпуск вышел объемным. Для удобной навигации мы добавили подробные таймкоды по ключевым темам выпуска.
0:00 Тизер подкаста
02:35 Начало подкаста и знакомство со спикером
05:20 Эффективное управление нефтегазовыми проектами: проблемы и пути улучшения
09:15 Чем крупные проекты отличаются от остальных?
15:10 Жизненный цикл проекта: где возникают основные ошибки?
22:05 Три крупных проекта Казахстана: Тенгиз, Кашаган и Карачаганак, и их роль в экономике
29:13 Национальный фонд: накопления, изъятия и перспективные направления
37:07 Альтернативные маршруты экспорта казахстанской нефти
43:44 Нефтепровод через Каспий: перспективы и региональное сотрудничество
49:50 Экологические последствия прошлого, которые нельзя игнорировать
55:59 Выбросы, отходы, вода, земли и сера: что требует первоочередного внимания?
1:00:05 Экологические проблемы нефтегазовых регионов Казахстана
1:04:04 Угольная энергетика: технологии снижения загрязнения воздуха
1:11:57 Вода: обратный осмос и возврат в производственный цикл
1:16:56 Экологичные привычки, которые можно внедрить каждый день
1:20:47 Управление отходами: международный опыт и лучшие практики
1:27:15 Экология и экономика: насколько природоохранные решения финансово целесообразны?
1:33:54 Цифровизация и экологический мониторинг: роль бизнеса, государства и общества
1:40:55 Human Rights Assessment: социальная оценка и защита прав человека
1:44:00 Итоги подкаста и ключевые выводы
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
YouTube
Управление нефтегазовыми проектами, экспорт нефти и ключевые экологические вопросы
Как развивать крупные проекты, не повторяя ошибки прошлого? Какие экспортные маршруты нужны Казахстану? Что делать с накопленными экологическими проблемами? И можно ли одновременно защищать окружающую среду и сохранять экономическую эффективность?
Гость…
Гость…
Forwarded from Finmentor.kz
QazaqGaz планирует привлечь $500 для ББШ-2
На AIX включен в листинг новый выпуск 2-летних облигаций национальной компании QazaqGaz объемом $500 млн с купонной ставкой 5.5% годовых. Особенность выпуска — весь купонный доход выплачивается единовременно в конце срока обращения вместе с основной суммой долга.
Вероятно, этот выпуск осуществляется в рамках облигационной программы на $1.5 млрд, о котором я писал в июле 2026 года. Согласно документам программы, привлеченные средства планируется направить на реализацию инвестиционных проектов, включая строительство второй нитки магистрального газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент (ББШ-2).
В этом году QazaqGaz уже привлек $1.5 млрд на AIX двумя выпусками на $1 млрд в мае и $500 млн в июле для строительства ББШ-2. Кроме этого, в мае 2026 года QazaqGaz выпустил еврооблигации на $700 млн для рефинансирования предыдущего выпуска еврооблигаций на аналогичную сумму.
В целом, сейчас поставлена задача повысить уровень газификации Казахстана с текущих 64% до 80% к 2035 году. Ключевым проектом для достижения этой цели является строительство второй нитки газопровода "Бейнеу-Бозой-Шымкент" (ББШ-2). Сейчас ББШ является узким горлышком газификации юга страны.
В периоды высокого спроса в отопительный сезон часть газа из Западного Казахстана приходится транспортировать через газотранспортную систему Узбекистана с последующей подачей в южную часть казахстанской сети.
Первый этап проекта предусматривает завершение строительства линейной части ББШ-2 до конца 2026 года. Это позволит обеспечить пропускную способность второй нитки до 10 млрд кубометров газа в год.
На втором этапе планируется строительство дополнительных компрессорных станций, которые увеличат пропускную способность второй нитки до 15 млрд кубометров в год. С учетом действующей первой нитки совокупная мощность системы ББШ достигнет 30 млрд кубометров в год.
https://t.me/finmentorkz
На AIX включен в листинг новый выпуск 2-летних облигаций национальной компании QazaqGaz объемом $500 млн с купонной ставкой 5.5% годовых. Особенность выпуска — весь купонный доход выплачивается единовременно в конце срока обращения вместе с основной суммой долга.
Вероятно, этот выпуск осуществляется в рамках облигационной программы на $1.5 млрд, о котором я писал в июле 2026 года. Согласно документам программы, привлеченные средства планируется направить на реализацию инвестиционных проектов, включая строительство второй нитки магистрального газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент (ББШ-2).
В этом году QazaqGaz уже привлек $1.5 млрд на AIX двумя выпусками на $1 млрд в мае и $500 млн в июле для строительства ББШ-2. Кроме этого, в мае 2026 года QazaqGaz выпустил еврооблигации на $700 млн для рефинансирования предыдущего выпуска еврооблигаций на аналогичную сумму.
В целом, сейчас поставлена задача повысить уровень газификации Казахстана с текущих 64% до 80% к 2035 году. Ключевым проектом для достижения этой цели является строительство второй нитки газопровода "Бейнеу-Бозой-Шымкент" (ББШ-2). Сейчас ББШ является узким горлышком газификации юга страны.
В периоды высокого спроса в отопительный сезон часть газа из Западного Казахстана приходится транспортировать через газотранспортную систему Узбекистана с последующей подачей в южную часть казахстанской сети.
Первый этап проекта предусматривает завершение строительства линейной части ББШ-2 до конца 2026 года. Это позволит обеспечить пропускную способность второй нитки до 10 млрд кубометров газа в год.
На втором этапе планируется строительство дополнительных компрессорных станций, которые увеличат пропускную способность второй нитки до 15 млрд кубометров в год. С учетом действующей первой нитки совокупная мощность системы ББШ достигнет 30 млрд кубометров в год.
https://t.me/finmentorkz
Forwarded from Teniz Capital
По данным Bloomberg от 22 сентября 2026 года, правительство Казахстана добивается от консорциума во главе с Chevron (NYSE: CVX) единовременной выплаты около $10 млрд и увеличения доли государства в Тенгизе с 20% до не менее чем 35%. Взамен речь идёт о продлении лицензии, которая сейчас истекает в 2033 году.
Сейчас в Тенгизшевройл Chevron (оператор) принадлежит 50%, ExxonMobil (NYSE:XOM) – 25%, КазМунайГазу (KASE:KMGZ) – 20%, Lukarco (Лукойл) – 5%.
Переговоры идут не первый месяц. Официально их начали в сентябре 2025 года. В апреле 2026 года министр энергетики Ерлан Аккенженов заявил, что партнёры хотят работать на Тенгизе и после 2033 года. Новое в сообщении Bloomberg – конкретная цена вопроса. Она отражает более жёсткую позицию Астаны по контрактам 1990-х. Параллельно Казахстан ведёт арбитражи на десятки миллиардов долларов по Кашагану и Карачаганаку.
Переговорная позиция Казахстана укрепилась. Страна стала вторым по величине поставщиком нефти в Европу, а перебои на Ближнем Востоке повысили ценность каспийской нефти. Есть и обратная сторона: в августе ExxonMobil предупредила, что Тенгиз близок к пику добычи и к 2035 году может сократиться примерно до 500 тыс. барр./сут. Месторождение с высоким содержанием сероводорода сложно разрабатывать без технологий мейджоров, поэтому в договорённости заинтересованы обе стороны.
Для Chevron ставки высоки. На Казахстан приходится более 10% доказанных запасов компании, а ТШО стал одним из главных источников её денежного потока. По итогам Q2 аффилированные распределения составили около $3 млрд, большая часть – от ТШО.
Годовой ориентир по всем аффилированным распределениям – $6 млрд при Brent $70. Как запрошенная выплата в $10 млрд будет распределена между партнёрами, пока не раскрывается. Отдельный вопрос – 5%-ная доля Лукойла: ещё в январе 2026 года Минэнерго направило в Минфин США запрос о возможном выкупе казахстанских активов компании. Для КазМунайГаза (KMGZ) увеличение доли потенциально может означать рост денежных поступлений в долгосрочной перспективе.
Мы уже обращали внимание на эту тему в материале «Chevron: рекордный квартал, а Казахстан стал одним из главных драйверов роста» от 5 августа 2026 года. Тогда Тенгиз обеспечил крупнейший прирост добычи в портфеле Chevron (+170 тыс. барр./сут. к предыдущему кварталу), а CEO Майк Уэрт назвал продление концессии одной из «особых ситуаций» с потенциалом роста.
Данный материал не является инвестиционной рекомендацией. Мы убеждены, что основную часть инвестиций следует размещать в инструментах с фиксированной доходностью. Но учитывая интерес клиентов к акциям, мы предоставляем аналитические обзоры без рекомендации к покупке.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
САМЫЙ ПРАВИЛЬНЫЙ ПУТЬ
Возражения есть? Возражений нет.
https://lsm.kz/nel-zya-odnovremenno-rezko-povyshat-ceny-na-vse--askar-ismailov
...государство должно увеличивать уровень доходов населения настолько, чтобы цены на топливо не стояли на повестке у граждан.
Исмаилов назвал это самым правильным путем.
Возражения есть? Возражений нет.
https://lsm.kz/nel-zya-odnovremenno-rezko-povyshat-ceny-na-vse--askar-ismailov
lsm.kz
Нельзя одновременно резко повышать цены на все – Аскар Исмаилов | LS
2026.09.28. Отраслевой Дайджест №7.pdf
3.9 MB
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ЗАЗЕРКАЛЬЕ
Утверждена рабочая группа, которая будет рассматривать законопроект «О нефтегазохимической промышленности». Давайте рассмотрим один из слайдов презентации к этому законопроекту. Его содержание уже вызывает немало вопросов к профессионализму и компетентности тех, кто готовил презентацию.
На слайде показана привлекательная цепочка от сырья за $80–90, следующий передел за $600, полимеры за $1600–1800 и готовая продукция за $2500–3700. Возникает впечатление, что каждый этап переработки автоматически увеличивает стоимость и обеспечивает высокую прибыль. Но в реальности всё иначе: такая схема не отражает рыночную картину.
Начнём с сырья. На слайде вообще не указаны единицы измерения. Предположим, что речь идёт о ценах за тонну.
В сентябре 2026 года пропан и бутан стоят соответственно $625 и $660 за тонну. Объединять метан, этан, пропан и бутан под одной цифрой $80–90 экономически некорректно и непрофессионально. Это может ввести в заблуждение.
При этом фактические цены сделок зависят от условий контрактов. Например, заводу KPI Inc. пропан поставляется ориентировочно по $200 за тонну.
Следующий передел тоже не имеет универсальной цены $600. Единой цены $1600–1800 на все полимеры также не существует. Например, сентябрьские цены на полипропилен находятся в диапазоне $1100–1300 за тонну, что значительно ниже значений, указанных на слайде.
Есть ошибки и в самой последовательности переделов. Этилен и пропилен названы «полимерами», хотя это мономеры. Полимеры — это, например, полиэтилен и полипропилен, которые получают в результате полимеризации соответствующих мономеров, и которые отнесли к разделу базовой нефтегазохимии.
Готовую продукцию тоже нельзя оценивать одним ценовым диапазоном $2500–3700. Упаковка, трубы, медицинские изделия и автокомпоненты имеют разную себестоимость, требования к качеству и рынки сбыта.
И главное: рост цены продукта по цепочке переделов ещё не показывает прибыльность производства. Каждый этап требует затрат на сырьё, энергию, оборудование, персонал, ремонт, финансирование и логистику. Необходимо учитывать выход продукции и загрузку мощностей.
Развивать нефтегазохимию Казахстану необходимо. Но когда видишь как этим занимаются, становится печально за будущее отрасли.
Утверждена рабочая группа, которая будет рассматривать законопроект «О нефтегазохимической промышленности». Давайте рассмотрим один из слайдов презентации к этому законопроекту. Его содержание уже вызывает немало вопросов к профессионализму и компетентности тех, кто готовил презентацию.
На слайде показана привлекательная цепочка от сырья за $80–90, следующий передел за $600, полимеры за $1600–1800 и готовая продукция за $2500–3700. Возникает впечатление, что каждый этап переработки автоматически увеличивает стоимость и обеспечивает высокую прибыль. Но в реальности всё иначе: такая схема не отражает рыночную картину.
Начнём с сырья. На слайде вообще не указаны единицы измерения. Предположим, что речь идёт о ценах за тонну.
В сентябре 2026 года пропан и бутан стоят соответственно $625 и $660 за тонну. Объединять метан, этан, пропан и бутан под одной цифрой $80–90 экономически некорректно и непрофессионально. Это может ввести в заблуждение.
При этом фактические цены сделок зависят от условий контрактов. Например, заводу KPI Inc. пропан поставляется ориентировочно по $200 за тонну.
Следующий передел тоже не имеет универсальной цены $600. Единой цены $1600–1800 на все полимеры также не существует. Например, сентябрьские цены на полипропилен находятся в диапазоне $1100–1300 за тонну, что значительно ниже значений, указанных на слайде.
Есть ошибки и в самой последовательности переделов. Этилен и пропилен названы «полимерами», хотя это мономеры. Полимеры — это, например, полиэтилен и полипропилен, которые получают в результате полимеризации соответствующих мономеров, и которые отнесли к разделу базовой нефтегазохимии.
Готовую продукцию тоже нельзя оценивать одним ценовым диапазоном $2500–3700. Упаковка, трубы, медицинские изделия и автокомпоненты имеют разную себестоимость, требования к качеству и рынки сбыта.
И главное: рост цены продукта по цепочке переделов ещё не показывает прибыльность производства. Каждый этап требует затрат на сырьё, энергию, оборудование, персонал, ремонт, финансирование и логистику. Необходимо учитывать выход продукции и загрузку мощностей.
Развивать нефтегазохимию Казахстану необходимо. Но когда видишь как этим занимаются, становится печально за будущее отрасли.
🇹🇷 Турецкая национальная компания BOTAŞ вступила в Global Gas Centre.
Ждём в клубе азербайджанскую SOCAR и узбекский Узбекнефтегаз. Участие этих двух национальных компаний региона могло бы превратить GGC в практическую площадку для координации газовой политики между Центральной Азией, Кавказом и Турцией.
Это откроет возможности для:
• синхронизации экспортных и транзитных маршрутов;
• совместного управления сезонными дефицитами и аварийными поставками;
• развития реверсных газопроводов;
• реализации Центральноазиатского газового кольца;
• формирования более прозрачной региональной торговли газом;
• привлечения инвестиций в ГПЗ, газотранспортную инфраструктуру и СПГ-проекты в регионе.
Чем больше национальных компаний будет за одним столом, тем выше вероятность перехода от разрозненных двусторонних договорённостей к полноценной региональной газовой архитектуре.
BOTAŞ сделала важный шаг. Теперь слово за SOCAR и Узбекнефтегазом.
Ждём в клубе азербайджанскую SOCAR и узбекский Узбекнефтегаз. Участие этих двух национальных компаний региона могло бы превратить GGC в практическую площадку для координации газовой политики между Центральной Азией, Кавказом и Турцией.
Это откроет возможности для:
• синхронизации экспортных и транзитных маршрутов;
• совместного управления сезонными дефицитами и аварийными поставками;
• развития реверсных газопроводов;
• реализации Центральноазиатского газового кольца;
• формирования более прозрачной региональной торговли газом;
• привлечения инвестиций в ГПЗ, газотранспортную инфраструктуру и СПГ-проекты в регионе.
Чем больше национальных компаний будет за одним столом, тем выше вероятность перехода от разрозненных двусторонних договорённостей к полноценной региональной газовой архитектуре.
BOTAŞ сделала важный шаг. Теперь слово за SOCAR и Узбекнефтегазом.
🇰🇿 Казахстан в международной организации Global Gas Centre представляют сразу две компании: QazaqGaz и Fincraft Group.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Казахстан и все-все-все
Будни депутата
Вчера была среда и снова пленарное заседание. На нем приняли в двух чтениях три ратификации соглашений и одно соглашение приняли во втором чтении. Это важные соглашения, но они уже подписаны и ратификация — это только завершающий этап.
А вот после обеда была первая рабочая группа по законопроекту «О нефтегазохимической промышленности» и это было интересно. В группу записалось 27 человек и это, наверное, самая большая сейчас рабочая группа, так что интерес очень большой. Вчера законопроект представляли Министерство промышленности и строительства, а мы задавали вопросы.
Отмечу, что в этом законе ключевая вещь – это на самом деле обеспечение будущих и строящихся заводом сырьем и его цена. Проблема с одной стороны простая, а с другой стороны крайне сложная. Дело в том, что:
1. Нет роста добычи нефти и газа в стране, то есть свободных объемов пока не предвидится
2. Разница между внутренними и внешними ценами на газ и нефть очень большая и поэтому намного выгоднее их экспортировать, чем направлять на переработку
3. Внутренние цены на газ не позволяют заниматься сбором попутного газа и подготовкой его в товарный газ, особенно для средних и мелких месторождений
4. Помимо всего прочего, природный газ идет как топливо для автомобилей и возникает ситуация, куда его отправлять в первую очередь – на завод или на заправки
Такие вопросы задавали депутаты и надеюсь в ходе разработки законопроекта мы получим от разработчика ответы как решить эти проблемы.
Вчера была среда и снова пленарное заседание. На нем приняли в двух чтениях три ратификации соглашений и одно соглашение приняли во втором чтении. Это важные соглашения, но они уже подписаны и ратификация — это только завершающий этап.
А вот после обеда была первая рабочая группа по законопроекту «О нефтегазохимической промышленности» и это было интересно. В группу записалось 27 человек и это, наверное, самая большая сейчас рабочая группа, так что интерес очень большой. Вчера законопроект представляли Министерство промышленности и строительства, а мы задавали вопросы.
Отмечу, что в этом законе ключевая вещь – это на самом деле обеспечение будущих и строящихся заводом сырьем и его цена. Проблема с одной стороны простая, а с другой стороны крайне сложная. Дело в том, что:
1. Нет роста добычи нефти и газа в стране, то есть свободных объемов пока не предвидится
2. Разница между внутренними и внешними ценами на газ и нефть очень большая и поэтому намного выгоднее их экспортировать, чем направлять на переработку
3. Внутренние цены на газ не позволяют заниматься сбором попутного газа и подготовкой его в товарный газ, особенно для средних и мелких месторождений
4. Помимо всего прочего, природный газ идет как топливо для автомобилей и возникает ситуация, куда его отправлять в первую очередь – на завод или на заправки
Такие вопросы задавали депутаты и надеюсь в ходе разработки законопроекта мы получим от разработчика ответы как решить эти проблемы.
Forwarded from Казахстан и все-все-все
Вся беда нашей нефтегазохимии - цены внутреннего рынка, которые государство платит недропользователям - это 40 долларов за баррель нефти и 100 долларов за 1000 кубометров газа, а цены внешнего рынка 120 и 850 долларов. И надо как-то улаживать это противоречие между желанием получить сырье для заводов и получить деньги для экономики.
Forwarded from Казахстан и все-все-все
Вообще с точки зрения экономики, нам намного выгоднее будет использовать электромобили и центральное отопление, а нефть и газ продавать. Ну а электричество получать за счет угля и атомной энергии. Но это прямо надо все перестраивать.