Модернизация вместо нового завода - как Казахстан упустил свой момент
Десять лет назад Казахстан выбрал модернизацию трех действующих НПЗ вместо строительства нового современного завода. Итоговый счет - 6-7 млрд долларов, вдвое больше первоначальной сметы. А результат парадоксальный: страна с рекордной добычей нефти по-прежнему не закрывает собственный рынок. Дефицит авиакеросина доходит до 40%, дизеля не хватает от 0,5 до 1 млн тонн в год. Именно полное покрытие внутреннего спроса и было заявленной целью той самой модернизации.
За эти деньги можно было построить как минимум один новый НПЗ мировой мощности - с современной глубиной переработки, меньшими выбросами и запасом производительности. Такой завод закрыл бы внутренний рынок, а излишки уходили бы на экспорт. Посмотрите на график: бензин в Кыргызстане стоит около доллара за литр, в Узбекистане доходит до 1,4 доллара, в Казахстане держится около 0,7. Соседние рынки готовы платить - но предложить им нечего, мы сами закупаем недостающие объемы.
А теперь главное - почему этот выбор оказался особенно дорогим именно сейчас. С начала 2026 года украинские дроны атаковали российские НПЗ почти двести раз, выведя из строя до 40% мощностей переработки. Выпуск топлива в июне обвалился на четверть год к году, загрузка заводов упала до минимума с 2005 года. В ответ Москва в июле ввела полный запрет на экспорт дизеля, а до этого - на бензин и авиакеросин. Россия - второй экспортер дизеля в мире, и теперь этот поток фактически перекрыт.
Для Центральной Азии это удар прямой наводкой. Экспорт российского авиакеросина в регион в июне рухнул более чем на 90%. Таджикистан сидит примерно на шестидесяти днях запасов и обзванивает соседей. Кыргызстан, зависящий от российского топлива более чем на 90%, сам ввел запрет на его вывоз. Впереди зима с пиковым спросом на дизель и отопление - а поставки из России, на которые привык рассчитывать весь регион, оказались ненадежными.
Вот тот самый рынок, который должен был стать нашим. Построй Казахстан десять лет назад современный завод с профицитом мощности - сегодня он входил бы в отопительный сезон в роли регионального поставщика дизеля и керосина, в момент, когда у соседей паника, а российский экспорт закрыт. Живые контракты по рыночным ценам и долгосрочная привязка соседних рынков к казахстанской инфраструктуре.
И соседи это поняли. Азербайджан в июне объявил, что SOCAR строит новый современный НПЗ с нефтехимией - именно новый завод, а не латание старого. Узбекистан за последние годы построил и модернизировал сразу несколько заводов - в Джизаке, Фергане, Куве - и прорабатывает еще один, в Устюрте. Регион осознанно двигается к собственным мощностям. Казахстан же остался с тремя модернизированными советскими заводами и дефицитом по ключевым продуктам.
Проблема глубже одного решения. Заниженные внутренние цены делают переработку непривлекательной для частных инвесторов, поэтому новые НПЗ не появляются в принципе. Когда экспортные маршруты под ударом - как сейчас с КТК, где после атаки на танкеры в Новороссийске под угрозой около 1,6 из 2,1 млн барр/сут казахстанского экспорта - излишки сырья просто некуда девать. Приходится сокращать добычу и терять доходы бюджета; в декабре прошлого года после похожей атаки добыча уже падала на 6%.
Вместо этого дешевый бензин утекает контрабандой к соседям, пограничники ловят бензовозы вместо наркотрафика, а страна с рекордной добычей импортирует нефтепродукты. Отдельные компании заработали миллиарды на затянувшейся модернизации - но энергетическим хабом региона Казахстан так и не стал.
Это классический пример победы короткого горизонта над устойчивой стратегией. Новый завод - дорого и долго на старте, но это актив на десятилетия и рыночная позиция, которую в кризис не купишь ни за какие деньги.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
Десять лет назад Казахстан выбрал модернизацию трех действующих НПЗ вместо строительства нового современного завода. Итоговый счет - 6-7 млрд долларов, вдвое больше первоначальной сметы. А результат парадоксальный: страна с рекордной добычей нефти по-прежнему не закрывает собственный рынок. Дефицит авиакеросина доходит до 40%, дизеля не хватает от 0,5 до 1 млн тонн в год. Именно полное покрытие внутреннего спроса и было заявленной целью той самой модернизации.
За эти деньги можно было построить как минимум один новый НПЗ мировой мощности - с современной глубиной переработки, меньшими выбросами и запасом производительности. Такой завод закрыл бы внутренний рынок, а излишки уходили бы на экспорт. Посмотрите на график: бензин в Кыргызстане стоит около доллара за литр, в Узбекистане доходит до 1,4 доллара, в Казахстане держится около 0,7. Соседние рынки готовы платить - но предложить им нечего, мы сами закупаем недостающие объемы.
А теперь главное - почему этот выбор оказался особенно дорогим именно сейчас. С начала 2026 года украинские дроны атаковали российские НПЗ почти двести раз, выведя из строя до 40% мощностей переработки. Выпуск топлива в июне обвалился на четверть год к году, загрузка заводов упала до минимума с 2005 года. В ответ Москва в июле ввела полный запрет на экспорт дизеля, а до этого - на бензин и авиакеросин. Россия - второй экспортер дизеля в мире, и теперь этот поток фактически перекрыт.
Для Центральной Азии это удар прямой наводкой. Экспорт российского авиакеросина в регион в июне рухнул более чем на 90%. Таджикистан сидит примерно на шестидесяти днях запасов и обзванивает соседей. Кыргызстан, зависящий от российского топлива более чем на 90%, сам ввел запрет на его вывоз. Впереди зима с пиковым спросом на дизель и отопление - а поставки из России, на которые привык рассчитывать весь регион, оказались ненадежными.
Вот тот самый рынок, который должен был стать нашим. Построй Казахстан десять лет назад современный завод с профицитом мощности - сегодня он входил бы в отопительный сезон в роли регионального поставщика дизеля и керосина, в момент, когда у соседей паника, а российский экспорт закрыт. Живые контракты по рыночным ценам и долгосрочная привязка соседних рынков к казахстанской инфраструктуре.
И соседи это поняли. Азербайджан в июне объявил, что SOCAR строит новый современный НПЗ с нефтехимией - именно новый завод, а не латание старого. Узбекистан за последние годы построил и модернизировал сразу несколько заводов - в Джизаке, Фергане, Куве - и прорабатывает еще один, в Устюрте. Регион осознанно двигается к собственным мощностям. Казахстан же остался с тремя модернизированными советскими заводами и дефицитом по ключевым продуктам.
Проблема глубже одного решения. Заниженные внутренние цены делают переработку непривлекательной для частных инвесторов, поэтому новые НПЗ не появляются в принципе. Когда экспортные маршруты под ударом - как сейчас с КТК, где после атаки на танкеры в Новороссийске под угрозой около 1,6 из 2,1 млн барр/сут казахстанского экспорта - излишки сырья просто некуда девать. Приходится сокращать добычу и терять доходы бюджета; в декабре прошлого года после похожей атаки добыча уже падала на 6%.
Вместо этого дешевый бензин утекает контрабандой к соседям, пограничники ловят бензовозы вместо наркотрафика, а страна с рекордной добычей импортирует нефтепродукты. Отдельные компании заработали миллиарды на затянувшейся модернизации - но энергетическим хабом региона Казахстан так и не стал.
Это классический пример победы короткого горизонта над устойчивой стратегией. Новый завод - дорого и долго на старте, но это актив на десятилетия и рыночная позиция, которую в кризис не купишь ни за какие деньги.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
🇰🇿 Казахстан на глобальной угольной карте
В 2025 году Казахстан занял 8-е место в мире по добыче угля и 11-е место по его потреблению.
По данным Energy Institute, добыча угля в Казахстане составила около 2,05 эксаджоуля (EJ), а потребление - 1,57 EJ.
Для сравнения, крупнейшими производителями угля в 2025 году стали:
🇨🇳 Китай ~ 94,7 EJ
🇮🇳 Индия ~ 18,0 EJ
🇮🇩 Индонезия ~ 16,0 EJ
🇺🇸 США ~ 11,0 EJ
🇦🇺 Австралия ~ 10,9 EJ
🇷🇺 Россия ~ 9,2 EJ
🇿🇦 ЮАР ~ 5,6 EJ
После них следует Казахстан с показателем около 2,05 EJ.
На стороне потребления картина несколько отличается:
🇨🇳 Китай ~ 92,2 EJ
🇮🇳 Индия ~ 23,1 EJ
🇺🇸 США ~ 8,7 EJ
🇮🇩 Индонезия ~ 5,2 EJ
🇯🇵 Япония ~ 4,4 EJ
Это показывает ключевое различие угольного рынка: крупнейшие производители не всегда потребляют сопоставимые объёмы угля внутри страны.
Например, Индонезия произвела около 16 EJ, но потребила только 5,2 EJ. Австралия также входит в пятёрку крупнейших производителей, однако значительная часть добываемого угля направляется на экспорт.
У Китая ситуация противоположная: страна одновременно является крупнейшим производителем и крупнейшим потребителем угля. Практически весь огромный объём китайской добычи используется внутри страны - прежде всего в электроэнергетике и промышленности.
Для Казахстана разрыв между добычей и внутренним потреблением значительно меньше. В 2025 году страна произвела примерно на 30% больше угля, чем потребила: разница составила около 0,47 EJ.
Казахстан остается нетто-экспортером угля, однако внутренний рынок также потребляет значительную часть добычи. Уголь продолжает играть важную роль в национальной электроэнергетике, особенно в регионах, где основная генерация построена на угольных электростанциях.
На первый взгляд, Казахстан заметно уступает Китаю, Индии и другим угольным гигантам. Но 8-е место в мире по добыче показывает, что страна остаётся одним из значимых участников глобального угольного рынка.
Главный вопрос для Казахстана - не только сколько угля добывать, но и как модернизировать угольную генерацию, снижать выбросы, повышать эффективность электростанций и постепенно диверсифицировать энергетический баланс.
Источник: Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
В 2025 году Казахстан занял 8-е место в мире по добыче угля и 11-е место по его потреблению.
По данным Energy Institute, добыча угля в Казахстане составила около 2,05 эксаджоуля (EJ), а потребление - 1,57 EJ.
Для сравнения, крупнейшими производителями угля в 2025 году стали:
🇨🇳 Китай ~ 94,7 EJ
🇮🇳 Индия ~ 18,0 EJ
🇮🇩 Индонезия ~ 16,0 EJ
🇺🇸 США ~ 11,0 EJ
🇦🇺 Австралия ~ 10,9 EJ
🇷🇺 Россия ~ 9,2 EJ
🇿🇦 ЮАР ~ 5,6 EJ
После них следует Казахстан с показателем около 2,05 EJ.
На стороне потребления картина несколько отличается:
🇨🇳 Китай ~ 92,2 EJ
🇮🇳 Индия ~ 23,1 EJ
🇺🇸 США ~ 8,7 EJ
🇮🇩 Индонезия ~ 5,2 EJ
🇯🇵 Япония ~ 4,4 EJ
Это показывает ключевое различие угольного рынка: крупнейшие производители не всегда потребляют сопоставимые объёмы угля внутри страны.
Например, Индонезия произвела около 16 EJ, но потребила только 5,2 EJ. Австралия также входит в пятёрку крупнейших производителей, однако значительная часть добываемого угля направляется на экспорт.
У Китая ситуация противоположная: страна одновременно является крупнейшим производителем и крупнейшим потребителем угля. Практически весь огромный объём китайской добычи используется внутри страны - прежде всего в электроэнергетике и промышленности.
Для Казахстана разрыв между добычей и внутренним потреблением значительно меньше. В 2025 году страна произвела примерно на 30% больше угля, чем потребила: разница составила около 0,47 EJ.
Казахстан остается нетто-экспортером угля, однако внутренний рынок также потребляет значительную часть добычи. Уголь продолжает играть важную роль в национальной электроэнергетике, особенно в регионах, где основная генерация построена на угольных электростанциях.
На первый взгляд, Казахстан заметно уступает Китаю, Индии и другим угольным гигантам. Но 8-е место в мире по добыче показывает, что страна остаётся одним из значимых участников глобального угольного рынка.
Главный вопрос для Казахстана - не только сколько угля добывать, но и как модернизировать угольную генерацию, снижать выбросы, повышать эффективность электростанций и постепенно диверсифицировать энергетический баланс.
Источник: Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from ENERGY MONITOR
Конфликт вокруг нефтяной компании «Тепке»: предприятие оказалось без руководства, зарплаты задерживаются
Помните открытие крупнейшего месторождения в Мангистауской области за последние 30 лет – Тепке? Вокруг компании уже около двух лет продолжается корпоративный конфликт между двумя участниками - Seballes Holding B.V. и ЧК Oxygen Capital Limited.
Под угрозой оказались работа предприятия, расчёты с сотрудниками и подрядчиками, выполнение лицензионных обязательств и дальнейшее развитие нефтяного проекта.
По версии Oxygen Capital, проблемы в компании накапливались годами. Согласно договоренностям партнеров на этапе разведки операционной деятельностью компании должны были заниматься представители Seballes Holding, а финансовым контролем Oxygen Capital. Однако, несмотря на то что финансирование осуществлялось в равных пропорциях и своевременно обоими акционерами Oxygen Capital была фактически отстранена от деятельности Тепке.
Отправной точкой открытого конфликта стало изменение структуры собственности Seballes Holding. В конце 2024 года в капитал компании вместо всем известной структуры Meridian Capital вошла ЧК Prime Petroleum Limited, представляющая интересы Чингиса Бердыгожина и Талгата Ахсамбиева.
В Oxygen Capital заявляют, что сделка была проведена скрытно без уведомления участников ТОО «Тепке», которые узнали об этом постфактум из совершенно посторонних источников.
После изменения структуры владения, прежние договоренности между партнерами прекратили действие, а корпоративное управление в «Тепке» фактически оказалось парализовано: начались споры о законности принимаемых решений представителями «нового» Seballes, смена руководства и судебные разбирательства.
📌 Оборудование на 2 млрд тенге оказалось бывшим в употреблении
Отдельный эпизод конфликта связан с договорами на строительство производственных объектов и поставку оборудования общей стоимостью около 2 млрд тенге.
После аудита выяснилось, что оборудование ранее уже эксплуатировалось. В сентябре 2025 года сразу четыре директора, сопровождавшие эти договоры, были освобождены от должностей, а Seballes Holding, номинировавшее работников на данные позиции, отказалось принимать разумные аргументы партнера.
➡️ После увольнений Seballes Holding назначила И.О. гендиректора Еркена Аймурзаева. Он продолжил реализацию спорных договоров, окончательно погрузив компанию в убытки.
➡️ Oxygen Capital заявила о возможных нарушениях в период его управления, среди которых:
смена юридического адреса без внесения изменений в учредительные документы;
открытие банковских счетов без согласования с участниками;
проведение отдельных операций вне системы бухгалтерского учёта;
изменение структуры управления и приём работников без утверждённого штатного расписания.
📌 Компания фактически осталась без исполнительного органа
После окончания срока действия доверенности И.О. гендиректора предприятие фактически осталось без действующего исполнительного органа.
Это затрудняет управление компанией, исполнение обязательств перед кредиторами и подрядчиками, а также своевременную выплату заработной платы. Из-за систематических задержек зарплаты конфликт уже приобрёл социальный характер.
К его урегулированию подключились акимат Мангистауской области и другие государственные органы. На совещаниях с участием представителей обеих сторон было предложено сформировать систему равноправного корпоративного управления.
Однако, как утверждает Oxygen Capital, Seballes Holding не включает соответствующие предложения в повестку общего собрания и системно игнорирует рекомендации, выработанные при участии акимата.
📌 Нефтяной проект рискует потерять активы
При вхождении Prime Petroleum Limited в структуру проекта её представители заявляли о готовности инвестировать в геологоразведку, строительство производственной инфраструктуры и бурение новых скважин.
Фактически инвестиционная программа до сих пор не реализована, новые скважины не бурятся, а выполнение лицензионных обязательств оказалось под угрозой.
Продолжение корпоративного конфликта может привести не только к снижению стоимости проекта, но и к утрате компанией части нефтегазовых активов.
Напомним, срок завершения контракта по разведке и оценке истекает в ноябре 2027 года.
Очевидно, что ситуация вокруг Тепке требует независимой проверки со стороны компетентных госорганов и обеспечения защиты интересов как всех участников, так и работников предприятия.
⚠️ Важно отметить: изложенные претензии отражают позицию одной из сторон конфликта. Окончательную оценку обстоятельствам должны дать суд и уполномоченные госорганы.
@NRG_monitor: помнится Бердыгожин Чингис и Талгат Ахсамбиев через НК "КОР" стали первыми партнерами QazaqGaz после наделения ее статусом нацкомпании по участку Шалкар в Актюбинской области (заключен Улучшенный модельный контракт), однако до сих пор не проведено бурение разведочной скважины.
Помните открытие крупнейшего месторождения в Мангистауской области за последние 30 лет – Тепке? Вокруг компании уже около двух лет продолжается корпоративный конфликт между двумя участниками - Seballes Holding B.V. и ЧК Oxygen Capital Limited.
Под угрозой оказались работа предприятия, расчёты с сотрудниками и подрядчиками, выполнение лицензионных обязательств и дальнейшее развитие нефтяного проекта.
По версии Oxygen Capital, проблемы в компании накапливались годами. Согласно договоренностям партнеров на этапе разведки операционной деятельностью компании должны были заниматься представители Seballes Holding, а финансовым контролем Oxygen Capital. Однако, несмотря на то что финансирование осуществлялось в равных пропорциях и своевременно обоими акционерами Oxygen Capital была фактически отстранена от деятельности Тепке.
Отправной точкой открытого конфликта стало изменение структуры собственности Seballes Holding. В конце 2024 года в капитал компании вместо всем известной структуры Meridian Capital вошла ЧК Prime Petroleum Limited, представляющая интересы Чингиса Бердыгожина и Талгата Ахсамбиева.
В Oxygen Capital заявляют, что сделка была проведена скрытно без уведомления участников ТОО «Тепке», которые узнали об этом постфактум из совершенно посторонних источников.
После изменения структуры владения, прежние договоренности между партнерами прекратили действие, а корпоративное управление в «Тепке» фактически оказалось парализовано: начались споры о законности принимаемых решений представителями «нового» Seballes, смена руководства и судебные разбирательства.
Отдельный эпизод конфликта связан с договорами на строительство производственных объектов и поставку оборудования общей стоимостью около 2 млрд тенге.
После аудита выяснилось, что оборудование ранее уже эксплуатировалось. В сентябре 2025 года сразу четыре директора, сопровождавшие эти договоры, были освобождены от должностей, а Seballes Holding, номинировавшее работников на данные позиции, отказалось принимать разумные аргументы партнера.
смена юридического адреса без внесения изменений в учредительные документы;
открытие банковских счетов без согласования с участниками;
проведение отдельных операций вне системы бухгалтерского учёта;
изменение структуры управления и приём работников без утверждённого штатного расписания.
После окончания срока действия доверенности И.О. гендиректора предприятие фактически осталось без действующего исполнительного органа.
Это затрудняет управление компанией, исполнение обязательств перед кредиторами и подрядчиками, а также своевременную выплату заработной платы. Из-за систематических задержек зарплаты конфликт уже приобрёл социальный характер.
К его урегулированию подключились акимат Мангистауской области и другие государственные органы. На совещаниях с участием представителей обеих сторон было предложено сформировать систему равноправного корпоративного управления.
Однако, как утверждает Oxygen Capital, Seballes Holding не включает соответствующие предложения в повестку общего собрания и системно игнорирует рекомендации, выработанные при участии акимата.
При вхождении Prime Petroleum Limited в структуру проекта её представители заявляли о готовности инвестировать в геологоразведку, строительство производственной инфраструктуры и бурение новых скважин.
Фактически инвестиционная программа до сих пор не реализована, новые скважины не бурятся, а выполнение лицензионных обязательств оказалось под угрозой.
Продолжение корпоративного конфликта может привести не только к снижению стоимости проекта, но и к утрате компанией части нефтегазовых активов.
Напомним, срок завершения контракта по разведке и оценке истекает в ноябре 2027 года.
Очевидно, что ситуация вокруг Тепке требует независимой проверки со стороны компетентных госорганов и обеспечения защиты интересов как всех участников, так и работников предприятия.
@NRG_monitor: помнится Бердыгожин Чингис и Талгат Ахсамбиев через НК "КОР" стали первыми партнерами QazaqGaz после наделения ее статусом нацкомпании по участку Шалкар в Актюбинской области (заключен Улучшенный модельный контракт), однако до сих пор не проведено бурение разведочной скважины.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
🇰🇿 Иностранные компании обеспечили почти треть налоговых поступлений Казахстана в 2024 году
По данным Комитета государственных доходов, 30 крупнейших иностранных компаний перечисли в бюджет 5,9 трлн ₸, что составляет 30% всех налоговых поступлений страны.
Топ-5 крупнейших налогоплательщиков
🥇 ТШО (50%): 2,94 трлн ₸
🥈 КПО (20%): 1,20 трлн ₸
🥉 НКОК (3,6%): 213 млрд ₸
Philip Morris (2,6%): 155 млрд ₸
JTI (2,4%): 144 млрд ₸
📊 Два крупнейших нефтегазовых проект, Тенгиз и Карачаганак, обеспечили более 70% налогов, уплаченных крупнейшими иностранными компаниями, что еще раз подчеркивает ключевую роль нефтегазовой отрасли в формировании доходов государственного бюджета Казахстана.
Распределение налогов по отраслям:
🛢️ Нефть и газ: 4,70 трлн ₸ (80%)
ТЩО: 2,94 трлн ₸ (50%)
КПО: 1,20 трлн ₸ (20%)
НКОК: 213 млрд ₸ (3,6%)
BG Karachaganak (Shell): 114 млрд ₸ (1,9%)
AGIP Karachaganak (Eni): 105 млрд ₸ (1,8%)
Chevron: 68 млрд ₸ (1,2%)
Lukoil: 56 млрд ₸ (1,0%)
🚬 Табачная промышленность: 340 млрд ₸ (5,8%)
⛏️ Горнодобывающая промышленность: 338 млрд ₸ (5,7%)
🛒 Торговля: 204 млрд ₸ (3,5%)
🍔 Пищевая промышленность: 71 млрд ₸ (1,2%)
📡 Телеком: 90 млрд ₸ (1,5%)
🏗️ Строительство: 48 млрд ₸ (0,8%)
🏦 Финансовый сектор: 32 млрд ₸ (0,5%)
Интересно, что значительная часть этих компаний работает в нефтегазовом секторе, а некоторые из них фактически контролируются казахстанскими владельцами, однако юридически зарегистрированы за рубежом, поэтому относятся к категории иностранных налогоплательщиков.
Источник: Комитет государственных доходов МФ РК, Forbes Kazakhstan, визуализация Nurasyl Abdrazakuly
По данным Комитета государственных доходов, 30 крупнейших иностранных компаний перечисли в бюджет 5,9 трлн ₸, что составляет 30% всех налоговых поступлений страны.
Топ-5 крупнейших налогоплательщиков
🥇 ТШО (50%): 2,94 трлн ₸
🥈 КПО (20%): 1,20 трлн ₸
🥉 НКОК (3,6%): 213 млрд ₸
Philip Morris (2,6%): 155 млрд ₸
JTI (2,4%): 144 млрд ₸
📊 Два крупнейших нефтегазовых проект, Тенгиз и Карачаганак, обеспечили более 70% налогов, уплаченных крупнейшими иностранными компаниями, что еще раз подчеркивает ключевую роль нефтегазовой отрасли в формировании доходов государственного бюджета Казахстана.
Распределение налогов по отраслям:
🛢️ Нефть и газ: 4,70 трлн ₸ (80%)
ТЩО: 2,94 трлн ₸ (50%)
КПО: 1,20 трлн ₸ (20%)
НКОК: 213 млрд ₸ (3,6%)
BG Karachaganak (Shell): 114 млрд ₸ (1,9%)
AGIP Karachaganak (Eni): 105 млрд ₸ (1,8%)
Chevron: 68 млрд ₸ (1,2%)
Lukoil: 56 млрд ₸ (1,0%)
🚬 Табачная промышленность: 340 млрд ₸ (5,8%)
⛏️ Горнодобывающая промышленность: 338 млрд ₸ (5,7%)
🛒 Торговля: 204 млрд ₸ (3,5%)
🍔 Пищевая промышленность: 71 млрд ₸ (1,2%)
📡 Телеком: 90 млрд ₸ (1,5%)
🏗️ Строительство: 48 млрд ₸ (0,8%)
🏦 Финансовый сектор: 32 млрд ₸ (0,5%)
Интересно, что значительная часть этих компаний работает в нефтегазовом секторе, а некоторые из них фактически контролируются казахстанскими владельцами, однако юридически зарегистрированы за рубежом, поэтому относятся к категории иностранных налогоплательщиков.
Источник: Комитет государственных доходов МФ РК, Forbes Kazakhstan, визуализация Nurasyl Abdrazakuly
🇷🇺 Атаки на российские НПЗ: под ударом оказалась большая часть перерабатывающей инфраструктуры
На карте представлены 17 крупных и наиболее значимых российских НПЗ, подвергшихся атакам. Их совокупная мощность первичной переработки до последних ударов составляла около 207,7 млн тонн нефти в год, или округлённо 208 млн тонн в год.
При этом карта охватывает не все атакованные предприятия. По консервативному подсчёту на основе сообщений Reuters и других открытых источников, с начала 2026 года атакам подверглись не менее 23 отдельных российских НПЗ и нефтеперерабатывающих комплексов. Уже к середине мая Reuters насчитал 16 атакованных НПЗ, после чего удары были также подтверждены по Московскому НПЗ, Куйбышевскому НПЗ, ТАНЕКО, TAIF-NK, Тюменскому НПЗ, Омскому НПЗ и комплексу «Газпром нефтехим Салават».
Расчётная совокупная мощность всех этих предприятий составляет примерно 255–260 млн тонн в год. Таким образом, 17 заводов, показанных на карте, охватывают около 80% совокупной мощности всех НПЗ, подвергшихся атакам. В график не вошли некоторые предприятия меньшего масштаба или объекты, по которым отсутствуют полностью сопоставимые данные: в частности, Ухтинский, Новокуйбышевский, Тюменский и TAIF-NK, а также отдельные комплексы в Уфе и Салавате. Это расчётная оценка Energy Analytics, а не официальный российский реестр.
Для сравнения: по данным OPEC, в 2024 году общая номинальная нефтеперерабатывающая мощность России составляла 7,105 млн баррелей в сутки, или приблизительно 354 млн тонн в год. Следовательно:
17 НПЗ на карте - около 59% мощности нефтепереработки России;
все выявленные атакованные предприятия - ориентировочно 72-73% мощности страны.
Однако эти доли не означают, что 59% или 73% российских мощностей одновременно остановлены. Они показывают совокупную номинальную мощность предприятий, которые хотя бы один раз подверглись атаке. На части НПЗ первичная переработка была полностью остановлена, некоторые заводы продолжили работу на сниженной загрузке, а по ряду объектов влияние ударов на производство публично не подтверждено.
Красным цветом на карте обозначены предприятия, остановка которых подтверждалась последними доступными сообщениями. Серым - НПЗ, где факт атаки известен, но ее влияние на переработку нефти не было подтверждено. Статусы могут быстро меняться по мере ремонта, запуска резервных установок и повторных атак.
Важно также различать номинальную мощность и фактическую переработку. В 2024 году российские НПЗ переработали около 266 млн тонн нефти, то есть установленная мощность использовалась не полностью. Поэтому мощность атакованных предприятий нельзя напрямую приравнивать к фактически потерянному объему производства.
Главный вывод заключается не только в количестве атакованных объектов. Под удары попали крупнейшие и системно значимые НПЗ, обеспечивающие российский рынок бензином, дизельным топливом, авиакеросином и другими нефтепродуктами. Даже временная остановка отдельных первичных установок может сокращать выпуск топлива, нарушать региональные поставки и увеличивать нагрузку на продолжающие работу заводы.
Примечание: на карте показана выборка из 17 крупных и наиболее значимых НПЗ совокупной мощностью около 208 млн тонн в год. Всего с начала 2026 года атаки были зафиксированы как минимум на 23 НПЗ и нефтеперерабатывающих комплексах совокупной мощностью около 255–260 млн тонн в год. Показатели отражают полную мощность предприятий до атак, а не объём одновременно выведенных из эксплуатации мощностей.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
На карте представлены 17 крупных и наиболее значимых российских НПЗ, подвергшихся атакам. Их совокупная мощность первичной переработки до последних ударов составляла около 207,7 млн тонн нефти в год, или округлённо 208 млн тонн в год.
При этом карта охватывает не все атакованные предприятия. По консервативному подсчёту на основе сообщений Reuters и других открытых источников, с начала 2026 года атакам подверглись не менее 23 отдельных российских НПЗ и нефтеперерабатывающих комплексов. Уже к середине мая Reuters насчитал 16 атакованных НПЗ, после чего удары были также подтверждены по Московскому НПЗ, Куйбышевскому НПЗ, ТАНЕКО, TAIF-NK, Тюменскому НПЗ, Омскому НПЗ и комплексу «Газпром нефтехим Салават».
Расчётная совокупная мощность всех этих предприятий составляет примерно 255–260 млн тонн в год. Таким образом, 17 заводов, показанных на карте, охватывают около 80% совокупной мощности всех НПЗ, подвергшихся атакам. В график не вошли некоторые предприятия меньшего масштаба или объекты, по которым отсутствуют полностью сопоставимые данные: в частности, Ухтинский, Новокуйбышевский, Тюменский и TAIF-NK, а также отдельные комплексы в Уфе и Салавате. Это расчётная оценка Energy Analytics, а не официальный российский реестр.
Для сравнения: по данным OPEC, в 2024 году общая номинальная нефтеперерабатывающая мощность России составляла 7,105 млн баррелей в сутки, или приблизительно 354 млн тонн в год. Следовательно:
17 НПЗ на карте - около 59% мощности нефтепереработки России;
все выявленные атакованные предприятия - ориентировочно 72-73% мощности страны.
Однако эти доли не означают, что 59% или 73% российских мощностей одновременно остановлены. Они показывают совокупную номинальную мощность предприятий, которые хотя бы один раз подверглись атаке. На части НПЗ первичная переработка была полностью остановлена, некоторые заводы продолжили работу на сниженной загрузке, а по ряду объектов влияние ударов на производство публично не подтверждено.
Красным цветом на карте обозначены предприятия, остановка которых подтверждалась последними доступными сообщениями. Серым - НПЗ, где факт атаки известен, но ее влияние на переработку нефти не было подтверждено. Статусы могут быстро меняться по мере ремонта, запуска резервных установок и повторных атак.
Важно также различать номинальную мощность и фактическую переработку. В 2024 году российские НПЗ переработали около 266 млн тонн нефти, то есть установленная мощность использовалась не полностью. Поэтому мощность атакованных предприятий нельзя напрямую приравнивать к фактически потерянному объему производства.
Главный вывод заключается не только в количестве атакованных объектов. Под удары попали крупнейшие и системно значимые НПЗ, обеспечивающие российский рынок бензином, дизельным топливом, авиакеросином и другими нефтепродуктами. Даже временная остановка отдельных первичных установок может сокращать выпуск топлива, нарушать региональные поставки и увеличивать нагрузку на продолжающие работу заводы.
Примечание: на карте показана выборка из 17 крупных и наиболее значимых НПЗ совокупной мощностью около 208 млн тонн в год. Всего с начала 2026 года атаки были зафиксированы как минимум на 23 НПЗ и нефтеперерабатывающих комплексах совокупной мощностью около 255–260 млн тонн в год. Показатели отражают полную мощность предприятий до атак, а не объём одновременно выведенных из эксплуатации мощностей.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Алайда бүгінде жергілікті қамтуға қатысты жұмыстар көбіне жеке-жеке бастамалар негізінде жүргізіледі. Сондықтан қызмет көрсетуші компанияларға тапсырыс берушілер тарапынан бірыңғай рейтинг қажет. Мұндай платформа нарықтағы ашықтықты арттырып, компанияларға деген сенімді күшейтіп, бәсекелестіктің дамуына ықпал етер еді.
Жергілікті қамту, инжиниринг, консалтинг, жобалардың құнын қалыптастыру және жиі жіберілетін қателіктер туралы Данияр Мәукеновпен өткен подкасттың толық нұсқасынан көре аласыздар.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
⛏ Угольная добыча Центральной Азии: Казахстан сохраняет доминирование
В 1990 году Казахстан и Узбекистан вместе добывали около 138 млн тонн угля, а в 2025 году - 130 млн тонн, то есть на 6% меньше.
🇰🇿 Казахстан: добыча снизилась со 131 до 121 млн тонн, или примерно на 8%. При этом страна остается крупнейшим производителем угля в Центральной Азии с большим отрывом.
🇺🇿 Узбекистан: добыча выросла с 7 до 9 млн тонн, или почти на 29%. Его доля в совокупном производстве двух стран увеличилась с 5% до 7%, тогда как доля Казахстана сократилась с 95% до 93%.
Важно: показатели 93% и 7% на диаграмме отражают распределение добычи только между Казахстаном и Узбекистаном, а не между всеми пятью странами Центральной Азии.
Другие страны региона добывают значительно меньше:
🇰🇬 Кыргызстан в 2025 году произвел около 4,5 млн тонн угля. Крупнейшим центром добычи остаётся месторождение Кара-Кече; уголь используется преимущественно внутри страны для отопления и энергетики.
🇹🇯 Таджикистан добыл более 2,8 млн тонн, что примерно на 10% больше, чем годом ранее. Около 559 тыс. тонн было экспортировано, почти весь объем - в Узбекистан.
🇹🇲 Туркменистан практически не участвует в региональной добыче угля: его энергетический сектор ориентирован прежде всего на природный газ.
Если ориентировочно учитывать все пять государств, Казахстан обеспечивает около 88% добычи угля Центральной Азии, Узбекистан - 7%, Кыргызстан - 3%, Таджикистан - около 2%. Это расчет на основе данных Energy Institute по Казахстану и Узбекистану и национальных показателей других стран, поэтому итоговые доли являются приблизительными.
Главный вывод: региональная угольная отрасль остается крайне концентрированной - почти девять из каждых десяти тонн угля добываются в Казахстане.
Источник: Energy Institute, Statistical Review of World Energy 2026; национальные и отраслевые данные стран региона.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
В 1990 году Казахстан и Узбекистан вместе добывали около 138 млн тонн угля, а в 2025 году - 130 млн тонн, то есть на 6% меньше.
🇰🇿 Казахстан: добыча снизилась со 131 до 121 млн тонн, или примерно на 8%. При этом страна остается крупнейшим производителем угля в Центральной Азии с большим отрывом.
🇺🇿 Узбекистан: добыча выросла с 7 до 9 млн тонн, или почти на 29%. Его доля в совокупном производстве двух стран увеличилась с 5% до 7%, тогда как доля Казахстана сократилась с 95% до 93%.
Важно: показатели 93% и 7% на диаграмме отражают распределение добычи только между Казахстаном и Узбекистаном, а не между всеми пятью странами Центральной Азии.
Другие страны региона добывают значительно меньше:
🇰🇬 Кыргызстан в 2025 году произвел около 4,5 млн тонн угля. Крупнейшим центром добычи остаётся месторождение Кара-Кече; уголь используется преимущественно внутри страны для отопления и энергетики.
🇹🇯 Таджикистан добыл более 2,8 млн тонн, что примерно на 10% больше, чем годом ранее. Около 559 тыс. тонн было экспортировано, почти весь объем - в Узбекистан.
🇹🇲 Туркменистан практически не участвует в региональной добыче угля: его энергетический сектор ориентирован прежде всего на природный газ.
Если ориентировочно учитывать все пять государств, Казахстан обеспечивает около 88% добычи угля Центральной Азии, Узбекистан - 7%, Кыргызстан - 3%, Таджикистан - около 2%. Это расчет на основе данных Energy Institute по Казахстану и Узбекистану и национальных показателей других стран, поэтому итоговые доли являются приблизительными.
Главный вывод: региональная угольная отрасль остается крайне концентрированной - почти девять из каждых десяти тонн угля добываются в Казахстане.
Источник: Energy Institute, Statistical Review of World Energy 2026; национальные и отраслевые данные стран региона.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Как изменилась структура добычи газа в регионе за 35 лет?
За период с 1990 по 2025 год распределение газовой добычи между Казахстаном, Туркменистаном, Узбекистаном и Азербайджаном заметно изменилось.
В 1990 году абсолютным лидером был 🇹🇲 Туркменистан, на который приходился 61% совокупной добычи четырех стран. 🇺🇿 Узбекистан занимал второе место с долей 28%, тогда как вклад 🇦🇿 Азербайджана составлял 7%, а 🇰🇿 Казахстана — лишь 4%.
К 2025 году структура стала значительно более сбалансированной.
🇹🇲 Туркменистан сохранил первое место, однако его доля сократилась до 39%, то есть на 22 процентных пункта.
🇺🇿 Доля Узбекистана снизилась с 28% до 21%, или на 7 п.п.
Наиболее заметно усилились позиции Казахстана и Азербайджана:
🇰🇿 Казахстан увеличил свою долю с 4% до 20% - на 16 п.п.
🇦🇿 Азербайджан нарастил долю с 7% до 20% - на 13 п.п.
Таким образом, если в 1990 году почти две трети добычи приходилось на одну страну - Туркменистан, то к 2025 году региональная газовая карта стала значительно более диверсифицированной. Туркменистан по-прежнему остаётся крупнейшим производителем среди представленных стран, однако Казахстан и Азербайджан существенно сократили разрыв.
По данным Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026.
#Газ #ЦентральнаяАзия #Казахстан #Туркменистан #Узбекистан #Азербайджан #EnergyAnalytics #ДобычаГаза
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
За период с 1990 по 2025 год распределение газовой добычи между Казахстаном, Туркменистаном, Узбекистаном и Азербайджаном заметно изменилось.
В 1990 году абсолютным лидером был 🇹🇲 Туркменистан, на который приходился 61% совокупной добычи четырех стран. 🇺🇿 Узбекистан занимал второе место с долей 28%, тогда как вклад 🇦🇿 Азербайджана составлял 7%, а 🇰🇿 Казахстана — лишь 4%.
К 2025 году структура стала значительно более сбалансированной.
🇹🇲 Туркменистан сохранил первое место, однако его доля сократилась до 39%, то есть на 22 процентных пункта.
🇺🇿 Доля Узбекистана снизилась с 28% до 21%, или на 7 п.п.
Наиболее заметно усилились позиции Казахстана и Азербайджана:
🇰🇿 Казахстан увеличил свою долю с 4% до 20% - на 16 п.п.
🇦🇿 Азербайджан нарастил долю с 7% до 20% - на 13 п.п.
Таким образом, если в 1990 году почти две трети добычи приходилось на одну страну - Туркменистан, то к 2025 году региональная газовая карта стала значительно более диверсифицированной. Туркменистан по-прежнему остаётся крупнейшим производителем среди представленных стран, однако Казахстан и Азербайджан существенно сократили разрыв.
По данным Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026.
#Газ #ЦентральнаяАзия #Казахстан #Туркменистан #Узбекистан #Азербайджан #EnergyAnalytics #ДобычаГаза
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Алайда осы жобаларға жұмсалатын газ ішкі нарықтағы газ бағасына қалай әсер етеді? Газ балансын қалай сақтау керек? Газ өңдеу зауыттарына тәуелділік қандай деңгейде? Қазақстанның газ саласының әлеуеті және оны дамытудағы негізгі мәселелерді Данияр Мәукеновпен болған подкастта талқылаймыз.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
🇰🇿 Как изменилась добыча нефти в Центральной Азии и Азербайджане за 35 лет
С 1990 по 2025 год совокупная добыча нефти в Казахстане, Азербайджане, Туркменистане и Узбекистане выросла почти втрое - с 47 до 138 млн тонн в год.
Главным источником роста стал Казахстан.
🇰🇿 Казахстан увеличил добычу с 26 млн тонн в 1990 году до 99 млн тонн в 2025 году - почти в четыре раза. Доля страны в совокупной добыче четырех государств выросла примерно с 55% до 72%. Особенно быстрый рост наблюдался в 2000-х годах на фоне развития Тенгиза, Карачаганака и Кашагана.
🇦🇿 Азербайджан также значительно нарастил производство в первой половине периода. Добыча выросла с 13 млн тонн в 1990 году до пиковых 51 млн тонн в 2010 году. Однако затем началось снижение, и к 2025 году показатель сократился до 28 млн тонн - примерно на 45% ниже уровня 2010 года.
🇹🇲 Туркменистан сохранял относительно стабильные объемы. Добыча составляла около 6 млн тонн в 1990 году, достигла примерно 13 млн тонн в 2015 году, а к 2025 году снизилась до 9 млн тонн.
🇺🇿 Узбекистан достигал более высоких показателей в 1990-х и начале 2000-х годов - около 8 млн тонн, однако затем добыча постепенно сокращалась и в 2025 году составила около 2 млн тонн.
Совокупный показатель достиг максимума в 2010 году - 146 млн тонн. После этого добыча снизилась до 133 млн тонн в 2020 году, а к 2025 году частично восстановилась до 138 млн тонн, но все ещёене вернулась к историческому пику.
Главный структурный сдвиг последних 35 лет - усиление роли Казахстана. Именно рост казахстанской добычи компенсировал снижение производства в Азербайджане и Узбекистане.
Источник: Energy Institute Statistical Review 2026
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
С 1990 по 2025 год совокупная добыча нефти в Казахстане, Азербайджане, Туркменистане и Узбекистане выросла почти втрое - с 47 до 138 млн тонн в год.
Главным источником роста стал Казахстан.
🇰🇿 Казахстан увеличил добычу с 26 млн тонн в 1990 году до 99 млн тонн в 2025 году - почти в четыре раза. Доля страны в совокупной добыче четырех государств выросла примерно с 55% до 72%. Особенно быстрый рост наблюдался в 2000-х годах на фоне развития Тенгиза, Карачаганака и Кашагана.
🇦🇿 Азербайджан также значительно нарастил производство в первой половине периода. Добыча выросла с 13 млн тонн в 1990 году до пиковых 51 млн тонн в 2010 году. Однако затем началось снижение, и к 2025 году показатель сократился до 28 млн тонн - примерно на 45% ниже уровня 2010 года.
🇹🇲 Туркменистан сохранял относительно стабильные объемы. Добыча составляла около 6 млн тонн в 1990 году, достигла примерно 13 млн тонн в 2015 году, а к 2025 году снизилась до 9 млн тонн.
🇺🇿 Узбекистан достигал более высоких показателей в 1990-х и начале 2000-х годов - около 8 млн тонн, однако затем добыча постепенно сокращалась и в 2025 году составила около 2 млн тонн.
Совокупный показатель достиг максимума в 2010 году - 146 млн тонн. После этого добыча снизилась до 133 млн тонн в 2020 году, а к 2025 году частично восстановилась до 138 млн тонн, но все ещёене вернулась к историческому пику.
Главный структурный сдвиг последних 35 лет - усиление роли Казахстана. Именно рост казахстанской добычи компенсировал снижение производства в Азербайджане и Узбекистане.
Источник: Energy Institute Statistical Review 2026
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
🧳 Кашаган: второй шанс выбрать правильно
ExxonMobil предложил Казахстану создать паритетное СП с КазМунайГазом для освоения западной части Кашагана. Речь идет о потенциальных инвестициях порядка 80 млрд долларов, добыче до 600 тыс. б/с и извлечении около 10 млрд баррелей. Прежде чем обсуждать условия, стоит вспомнить, как страна выбирала оператора в прошлый раз и чем это закончилось.
К 2000 году основной объем геологоразведки и бурения на структуре был выполнен при ведущем участии ExxonMobil, и рынок практически не сомневался, что операторство достанется именно этой компании. На тот момент Exxon был первым в мире по добыче и по капитализации, около 300 млрд долларов. Eni была компанией примерно того же размера, что сегодняшний КазМунайГаз, около 50 млрд. Операторство получила Eni.
По неофициальной версии, решающим аргументом стала не техническая готовность, а обещание: первая нефть в 2005 году при стоимости порядка 8 млрд долларов и выходе на 1,2 млн б/с. Остальные акционеры, включая Exxon, Shell и Total, понимали, что при такой геологии, а это высокое давление, высокое содержание сероводорода, мелководье, ледовая обстановка и агрессивная среда, реалистичный горизонт был ближе к 2010 году и к 25 млрд долларов. Итог известен: первая нефть в 2016 году, затраты около 60 млрд, то есть семикратный рост сметы и одиннадцать лет задержки. Это один из самых дорогих управленческих уроков в истории отрасли, и заплатил за него не только Казахстан, но и все партнеры по консорциуму.
Рынок оценил этот результат довольно прямолинейно. Капитализация Eni после получения операторства выросла с 51 до 132 млрд долларов к 2008 году, а затем, по мере срывов сроков, вернулась к исходным значениям и сегодня держится около 57 млрд. Exxon за тот же период прошел путь от 122 до 507 млрд долларов, причем через кризис 2008 года, сланцевую перестройку, обвал 2020 года, Permian и Guyana.
Guyana здесь показательна больше всего. Открытие в 2015 году, первая нефть в конце 2019 года, то есть менее пяти лет на глубоководный проект с нуля, в стране без нефтяной инфраструктуры и без отраслевого законодательства. Последующие фазы, Liza Phase 2, Payara и Yellowtail, вводились с опережением графика и в пределах бюджета, а суммарная мощность превысила 900 тыс. б/с. Это и есть проверяемая на практике способность выдерживать срок и смету, а не презентационное обещание.
Показательна и сама структура нынешнего предложения. Сначала около 250 млн долларов на разработку концепции, затем порядка 2 млрд на FEED начиная с 2028 года и только потом окончательное инвестиционное решение в 2030 году. Никаких обещаний первой нефти послезавтра. Это дисциплина стадийности, то есть ровно то, чего не хватило проекту в 2001 году.
Разумеется, у предложения есть цена. Exxon увязывает проект с урегулированием претензий государства примерно на 150 млрд долларов по упущенной выгоде и экологического штрафа в 5 млрд, а несогласные участники теряют возможность продлить долю в восточной части после истечения лицензии в 2041 году. Это жесткая конструкция, и обсуждать ее надо предметно.
Но принципиальный вопрос остается тем же, что и двадцать пять лет назад. Оператора мегапроекта такого класса нельзя выбирать по обещанной дате и заниженной смете. Выбирать нужно по масштабу капитала, глубине технологий, управленческой дисциплине, доказанной истории сдачи проектов в срок и способности развивать местное содержание и местные кадры. Один раз страна уже проверила альтернативный подход и знает, сколько он стоит.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
ExxonMobil предложил Казахстану создать паритетное СП с КазМунайГазом для освоения западной части Кашагана. Речь идет о потенциальных инвестициях порядка 80 млрд долларов, добыче до 600 тыс. б/с и извлечении около 10 млрд баррелей. Прежде чем обсуждать условия, стоит вспомнить, как страна выбирала оператора в прошлый раз и чем это закончилось.
К 2000 году основной объем геологоразведки и бурения на структуре был выполнен при ведущем участии ExxonMobil, и рынок практически не сомневался, что операторство достанется именно этой компании. На тот момент Exxon был первым в мире по добыче и по капитализации, около 300 млрд долларов. Eni была компанией примерно того же размера, что сегодняшний КазМунайГаз, около 50 млрд. Операторство получила Eni.
По неофициальной версии, решающим аргументом стала не техническая готовность, а обещание: первая нефть в 2005 году при стоимости порядка 8 млрд долларов и выходе на 1,2 млн б/с. Остальные акционеры, включая Exxon, Shell и Total, понимали, что при такой геологии, а это высокое давление, высокое содержание сероводорода, мелководье, ледовая обстановка и агрессивная среда, реалистичный горизонт был ближе к 2010 году и к 25 млрд долларов. Итог известен: первая нефть в 2016 году, затраты около 60 млрд, то есть семикратный рост сметы и одиннадцать лет задержки. Это один из самых дорогих управленческих уроков в истории отрасли, и заплатил за него не только Казахстан, но и все партнеры по консорциуму.
Рынок оценил этот результат довольно прямолинейно. Капитализация Eni после получения операторства выросла с 51 до 132 млрд долларов к 2008 году, а затем, по мере срывов сроков, вернулась к исходным значениям и сегодня держится около 57 млрд. Exxon за тот же период прошел путь от 122 до 507 млрд долларов, причем через кризис 2008 года, сланцевую перестройку, обвал 2020 года, Permian и Guyana.
Guyana здесь показательна больше всего. Открытие в 2015 году, первая нефть в конце 2019 года, то есть менее пяти лет на глубоководный проект с нуля, в стране без нефтяной инфраструктуры и без отраслевого законодательства. Последующие фазы, Liza Phase 2, Payara и Yellowtail, вводились с опережением графика и в пределах бюджета, а суммарная мощность превысила 900 тыс. б/с. Это и есть проверяемая на практике способность выдерживать срок и смету, а не презентационное обещание.
Показательна и сама структура нынешнего предложения. Сначала около 250 млн долларов на разработку концепции, затем порядка 2 млрд на FEED начиная с 2028 года и только потом окончательное инвестиционное решение в 2030 году. Никаких обещаний первой нефти послезавтра. Это дисциплина стадийности, то есть ровно то, чего не хватило проекту в 2001 году.
Разумеется, у предложения есть цена. Exxon увязывает проект с урегулированием претензий государства примерно на 150 млрд долларов по упущенной выгоде и экологического штрафа в 5 млрд, а несогласные участники теряют возможность продлить долю в восточной части после истечения лицензии в 2041 году. Это жесткая конструкция, и обсуждать ее надо предметно.
Но принципиальный вопрос остается тем же, что и двадцать пять лет назад. Оператора мегапроекта такого класса нельзя выбирать по обещанной дате и заниженной смете. Выбирать нужно по масштабу капитала, глубине технологий, управленческой дисциплине, доказанной истории сдачи проектов в срок и способности развивать местное содержание и местные кадры. Один раз страна уже проверила альтернативный подход и знает, сколько он стоит.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
📊 Добыча крупнейших нефтегазовых компаний: кто вырос, а кто снизил производство во 2 квартале 2026 года
Масштаб добычи - это одно. Темпы роста - совсем другое.
Во 2 квартале 2026 года динамика производства у крупнейших нефтегазовых компаний заметно разошлась: четыре из девяти компаний увеличили добычу, пять - сократили.
🇸🇦 Saudi Aramco сохранила безусловное лидерство с добычей около 9,5 млн барр. н.э./сутки, однако годом ранее показатель составлял 12,8 млн барр. н.э./сутки. Это самое существенное снижение среди компаний на графике. Несмотря на падение, Aramco по-прежнему добывает более чем в два раза больше, чем любая другая компания из выборки. На результаты квартала повлияли перебои на Ближнем Востоке и ограничения поставок через Ормузский пролив.
Наиболее заметный рост показали:
🔹 🇺🇸 Chevron - с 3,4 до 4,1 млн boe/d, примерно +20% г/г.
🔹 🇧🇷 Petrobras - с 2,9 до 3,3 млн boe/d, около +14% г/г.
Умеренный рост также зафиксировали 🇳🇴 Equinor - с 2,1 до 2,2 млн boe/d, и 🇮🇹 Eni - с 1,7 до 1,8 млн boe/d. В случае Equinor рост был частично связан с запуском новых месторождений и увеличением добычи на норвежском шельфе и международных активах.
У ряда крупнейших компаний динамика была отрицательной.
🇺🇸 ExxonMobil сохранила добычу практически на прежнем уровне - около 4,5 млн boe/d, немного ниже показателя прошлого года.
🇬🇧 Shell снизила производство с 2,7 до 2,5 млн boe/d.
🇫🇷 TotalEnergies - с 2,5 до 2,4 млн boe/d. Компания сообщала, что перебои на Ближнем Востоке сократили добычу во втором квартале примерно на 210 тыс. boe/d.
🇬🇧 bp снизила добычу с 2,3 до 2,2 млн boe/d, среди факторов - плановые ремонтные работы и региональные перебои в течение квартала.
📌 Что показывает сравнение?
Высокий абсолютный объём добычи не обязательно означает рост производства. В этом квартале часть крупнейших игроков столкнулась с геополитическими и операционными ограничениями, тогда как другие компании получили поддержку от запуска новых проектов, расширения портфеля и выхода новых мощностей на проектные уровни.
В 3 квартале одним из ключевых факторов для отрасли останется ситуация на Ближнем Востоке, условия поставок через Ормузский пролив, графики плановых ремонтов и дальнейший ramp-up новых проектов.
Примечание: показатели отражают заявленную компаниями upstream/hydrocarbon production в млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Значения округлены до одного знака, методология расчёта у компаний может немного различаться.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
Масштаб добычи - это одно. Темпы роста - совсем другое.
Во 2 квартале 2026 года динамика производства у крупнейших нефтегазовых компаний заметно разошлась: четыре из девяти компаний увеличили добычу, пять - сократили.
🇸🇦 Saudi Aramco сохранила безусловное лидерство с добычей около 9,5 млн барр. н.э./сутки, однако годом ранее показатель составлял 12,8 млн барр. н.э./сутки. Это самое существенное снижение среди компаний на графике. Несмотря на падение, Aramco по-прежнему добывает более чем в два раза больше, чем любая другая компания из выборки. На результаты квартала повлияли перебои на Ближнем Востоке и ограничения поставок через Ормузский пролив.
Наиболее заметный рост показали:
🔹 🇺🇸 Chevron - с 3,4 до 4,1 млн boe/d, примерно +20% г/г.
🔹 🇧🇷 Petrobras - с 2,9 до 3,3 млн boe/d, около +14% г/г.
Умеренный рост также зафиксировали 🇳🇴 Equinor - с 2,1 до 2,2 млн boe/d, и 🇮🇹 Eni - с 1,7 до 1,8 млн boe/d. В случае Equinor рост был частично связан с запуском новых месторождений и увеличением добычи на норвежском шельфе и международных активах.
У ряда крупнейших компаний динамика была отрицательной.
🇺🇸 ExxonMobil сохранила добычу практически на прежнем уровне - около 4,5 млн boe/d, немного ниже показателя прошлого года.
🇬🇧 Shell снизила производство с 2,7 до 2,5 млн boe/d.
🇫🇷 TotalEnergies - с 2,5 до 2,4 млн boe/d. Компания сообщала, что перебои на Ближнем Востоке сократили добычу во втором квартале примерно на 210 тыс. boe/d.
🇬🇧 bp снизила добычу с 2,3 до 2,2 млн boe/d, среди факторов - плановые ремонтные работы и региональные перебои в течение квартала.
📌 Что показывает сравнение?
Высокий абсолютный объём добычи не обязательно означает рост производства. В этом квартале часть крупнейших игроков столкнулась с геополитическими и операционными ограничениями, тогда как другие компании получили поддержку от запуска новых проектов, расширения портфеля и выхода новых мощностей на проектные уровни.
В 3 квартале одним из ключевых факторов для отрасли останется ситуация на Ближнем Востоке, условия поставок через Ормузский пролив, графики плановых ремонтов и дальнейший ramp-up новых проектов.
Примечание: показатели отражают заявленную компаниями upstream/hydrocarbon production в млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Значения округлены до одного знака, методология расчёта у компаний может немного различаться.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
📊 Тенгиз, Кашаган, Карачаганак: как «большая тройка» держит на себе экономику Казахстана
Коллеги из Tengrinews выпустили большой материал о трансформации нефтегазовой отрасли Казахстана, где использовали в качестве основы наши данные и аналитику. Отдельное спасибо редакции за подготовленные инфографики по структуре добычи и налоговым поступлениям.
В своих комментариях для статьи мы затронули несколько ключевых тем:
🔵 Вклад Тенгиза, Кашагана и Карачаганака в общую добычу нефти в стране (рекордные 99 млн тонн в 2025 году)
🔵 Роль «большой тройки» в налоговых поступлениях бюджета, а также риски зависимости экономики от трех крупных проектов
🔵 Итоги многолетнего партнерства с Chevron: инвестиции, локализация, прямые выплаты Казахстану
🔵 Принципы устойчивого партнерства в проектах такого масштаба
Материал получился по-настоящему содержательным➡️ он охватывает и технологическую трансформацию отрасли, переход от «гонки за объемами» к ставке на эффективность, ИИ и цифровизацию, а также человеческую сторону вопроса: как Тенгиз за три десятилетия стал кузницей казахстанских инженерных кадров.
В статье также приведены содержательные оценки других экспертов отрасли. Рекомендуем ознакомиться с полным материалом⏩ по ссылке.
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
Коллеги из Tengrinews выпустили большой материал о трансформации нефтегазовой отрасли Казахстана, где использовали в качестве основы наши данные и аналитику. Отдельное спасибо редакции за подготовленные инфографики по структуре добычи и налоговым поступлениям.
В своих комментариях для статьи мы затронули несколько ключевых тем:
Материал получился по-настоящему содержательным
В статье также приведены содержательные оценки других экспертов отрасли. Рекомендуем ознакомиться с полным материалом
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Мұнай-газ индустриясында жабдық пен процестердің қауіпсіздігін қамтамасыз ету - бизнестің басты міндеттерінің бірі. Осы орайда әлемде кеңінен танылған API және ASME стандарттары маңызды рөл атқарады.
▫️Халықаралық танылу және сенімділік
▫️Жоғары қауіпсіздік талаптары
▫️Стандартталған сынақ әдістері
▫️Экспорт әлеуетінің артуы
Қазақстанда ГОСТ пен ұлттық стандарттар жергілікті нарыққа бейімделген, бірақ халықаралық жобаларда, әсіресе шетелдік инвесторлармен жұмыста, көбіне API мен ASME талаптары басым болады. Олар жаңартуларға тезірек бейімделеді және халықаралық сертификаттау жүйесімен тығыз байланысты.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Жаңа эпизодта мұнай мен газдың жер қойнауынан өндіріліп, нарыққа дейінгі жолын нақты тәжірибе мен кейстер арқылы талқылаймыз.
Бахтияр Шадаев - Gas Tech Solutions компаниясының құрылтайшысы, тәуелсіз консалтинг қызметін атқарушы, 15 жылдан астам тәжірибесі бар саланың білікті маманы
Эпизод барысында кен орындарын игеру мен өндірістегі нақты қиындықтар, тәуелсіз консалтинг, газды өндіру ерекшеліктері, процестерді оңтайландыру және кездесетін мәселелерді шешу жолдары туралы әңгімелестік.
Сонымен қатар, мұнай-газ саласына AI мен цифрландырудың ықпалы, инвестициялық шешімдер және саланың болашағы қандай болатыны туралы спикердің көзқарасын тыңдадық.
Бұл эпизод мұнай-газ саласындағы процестерді тек теория жүзінде емес, нақты өндірістік тәжірибе мен кейстер арқылы түсінгісі келетіндерге арналған.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
🇰🇿 Казахстан на мировой нефтяной карте
За период 2015–2025 гг. крупнейшие объемы совокупной добычи нефти пришлись на:
🇺🇸 США - 66,7 млрд барр.
🇸🇦 Саудовская Аравия - 46,8 млрд барр.
🇷🇺 Россия - 44,7 млрд барр.
🇨🇦 Канада - 21,2 млрд барр.
🇮🇶 Ирак - 17,6 млрд барр.
🇮🇷 Иран - 17,4 млрд барр.
🇨🇳 Китай - 16,3 млрд барр.
🇦🇪 ОАЭ - 15,9 млрд барр.
Далее следуют Бразилия, Кувейт и Мексика.
Особенно интересно выглядит группа стран с сопоставимыми объемами добычи:
🇳🇴 Норвегия - 7,9 млрд барр.
🇰🇿 Казахстан - 7,3 млрд барр.
🇳🇬 Нигерия - 7,3 млрд барр.
🇶🇦 Катар - 7,1 млрд барр.
Таким образом, за последнее десятилетие Казахстан сформировал объем добычи, сопоставимый с рядом крупных нефтедобывающих стран, включая Норвегию.
Это показывает, что позиции страны на глобальном нефтяном рынке определяются не только отдельными крупными проектами, но и устойчивым уровнем добычи на протяжении длительного периода.
Источник: Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026
🛢️ https://xn--r1a.website/EnergyAnalytics
За период 2015–2025 гг. крупнейшие объемы совокупной добычи нефти пришлись на:
🇺🇸 США - 66,7 млрд барр.
🇸🇦 Саудовская Аравия - 46,8 млрд барр.
🇷🇺 Россия - 44,7 млрд барр.
🇨🇦 Канада - 21,2 млрд барр.
🇮🇶 Ирак - 17,6 млрд барр.
🇮🇷 Иран - 17,4 млрд барр.
🇨🇳 Китай - 16,3 млрд барр.
🇦🇪 ОАЭ - 15,9 млрд барр.
Далее следуют Бразилия, Кувейт и Мексика.
Особенно интересно выглядит группа стран с сопоставимыми объемами добычи:
🇳🇴 Норвегия - 7,9 млрд барр.
🇰🇿 Казахстан - 7,3 млрд барр.
🇳🇬 Нигерия - 7,3 млрд барр.
🇶🇦 Катар - 7,1 млрд барр.
Таким образом, за последнее десятилетие Казахстан сформировал объем добычи, сопоставимый с рядом крупных нефтедобывающих стран, включая Норвегию.
Это показывает, что позиции страны на глобальном нефтяном рынке определяются не только отдельными крупными проектами, но и устойчивым уровнем добычи на протяжении длительного периода.
Источник: Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM