Факт. Пока в Казахстане саботируется поручение президента страны о создании крупного нефтехранилища, в России впервые построили такое хранилище под землей.
Комментарий. Первое в РФ подземное хранилище нефти появилось в Красноярском крае. Оно получило все регламентирующие документы и готово к опытной эксплуатации, сообщают Роснедра. Ведомство отмечает, что в стране раньше не было практики хранения нефти под землей, нефть шла сразу в трубопроводы. Но в последние годы, в условиях санкционного ограничения экспорта из РФ, тема хранения сырья внутри страны обострилась, особенно в Арктике. И вот на севере Красноярского края первый такой объект появился.
Казахстан задумался о создании стратегического резервуарного парка в 2022 году, когда в течение года несколько раз ограничивалась прокачка нефти по системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
На этом фоне в ноябре 2022 года глава государства Касым-Жомарт Токаев поручил правительству и «КазМунайГазу» проработать вопрос строительства крупного резервуарного парка в Атырауской области.

«На сегодняшний день мы вынуждены сразу отправлять нефть на экспорт, потому что этого требует технология: останавливать производство недопустимо»,

сказал президент.
И сослался на опыт Китая, где построены очень большие нефтехранилища, которые позволяют без дополнительных поставок удовлетворять внутренние потребности на протяжении 3-4 месяцев.
Президент поручил Министерству энергетики

«провести переговоры с крупными добывающими компаниями относительно строительства хранилищ, а «КазМунайГазу» с учетом экологических требований рассмотреть вопрос строительства в Атырауской области крупного нефтехранилища».

Спустя два с половиной года о результатах таких переговоров ничего не сообщается. У крупных добывающих компаний, как и у самого КТК, имеющийся резервуарный парк рассчитан, как правило, на хранение 2-3-дневной добычи, что в условиях, когда более 80% экспорта зависит от единственного маршрута, недопустимо.

Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://xn--r1a.website/oilgazKZ

Есть запасы, а газа всё равно не хватает — в чём проблема?

По данным «Узбекнефтегаз», запасы природного газа в Узбекистане оцениваются в 1,13 трлн м³. Из них 940 млрд м³ относятся к категории доказанных (ABC1 по советской системе ГКЗ), остальные 195 млрд м³ — к предварительным (C2). Объём жидких углеводородов (нефть и конденсат) — 65,3 млн тонн.

Ранее Узбекистан ежегодно добывал до 70 млрд м³ газа и около 8 млн тонн нефти. Но в последние годы наблюдается устойчивое снижение: в 2024 году добыча газа упала на 4,5%, нефти — на 8,5%. Причины, вероятно, — в истощении зрелых месторождений и недостаточной модернизации добычных мощностей.

При этом — парадокс — несмотря на значительные запасы, Узбекистан в 2024 году резко увеличил импорт газа: в 2,4 раза по сравнению с 2023 годом, до $1,68 млрд. Основные поставщики — Россия и Туркменистан.

Это говорит о двух возможных проблемах:
1. Либо данные о 940 млрд м³ доказанных запасов завышены (что типично для постсоветской геологоразведочной системы оценки ГКЗ),
2. Либо страна недостаточно инвестирует в разработку и добычу этих запасов.

Похожая ситуация и в Казахстане.

Официально здесь 3,8 трлн м³ газа в запасах (почти в 4 раза больше чем в Узбекистане) и колоссальные 62 трлн м³ — в категории потенциальных ресурсов по версии QazaqGaz. Если бы эти ресурсы были классифицированы как запасы, Казахстан стал бы мировым лидером по запасам газа — более чем в 2 раза опередив Россию или Иран, и в 3 раза — Катар.

Однако добыча товарного газа составляет всего около 30 млрд м³ в год (в более чем два раза меньше, чем в Узбекистане) — ещё примерно 30 млрд м³ закачиваются обратно в пласт или используются для выработки электроэнергии. При этом в прошлом году страна импортировала 3,8 млрд м³ газа из России — по цене, превышающей внутренний тариф.

Общая причина — устаревшие стандарты оценки запасов.

И Казахстан, и Узбекистан до сих пор используют советскую систему ГКЗ, где запасы считаются на основе технических, а не коммерческих критериев. Это приводит к разрыву между заявленными и реально доступными объёмами газа.

Команда Energy Analytics планирует цикл постов, посвящённых международной системе SPE-PRMS, признанной стандартом в глобальной нефтегазовой отрасли. Мы оценили более 30 нефтегазовых месторождений по системе SPE PRMS и обучили свыше 250 специалистов. Переход страны на SPE PRMS запланирован на 2026 год.

Следите за нашими публикациями — будем разбирать, как оценка запасов влияет на энергобезопасность региона.

Последние события, связанные с соглашениями ОПЕК+ и их влиянием на Казахстан, стали темой обсуждения в студии EURONEWS в Астане.

В авторской программе "East West Connect" Ботагоз Марабаевой приняли участие председатель Нефтегазового совета Казахстана «PetroCouncil» Асылбек Джакиев и руководитель аналитической компании PACE Analytics Аскар Исмаилов.

Асылбек Джакиев подчеркнул, что в ряде западных СМИ усиливается нарратив о недовольстве со стороны крупных участников ОПЕК+, таких как Саудовская Аравия, по поводу того, что Казахстан якобы не в полной мере выполняет свои обязательства по сокращению добычи нефти.

Казахстан действительно сталкивается с серьёзной дилеммой: как соблюдать соглашения ОПЕК+, не нанося при этом ущерба национальным экономическим интересам. Около 70% нефти в стране добывается на трёх ключевых месторождениях — Тенгиз, Кашаган и Карачаганак, разрабатываемых в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) с участием международных энергетических гигантов: Chevron, ExxonMobil, Shell, Eni и TotalEnergies. И государство, и инвесторы заинтересованы в сохранении высокого уровня добычи, особенно в контексте реализации масштабных проектов, таких как ПБР ТШО (Проект будущего расширения на Тенгизе).

«Несмотря на то что Казахстан обеспечивает лишь около 2% от мирового суточного объёма добычи нефти, вокруг него формируется чрезмерно политизированный дискурс о якобы избыточном производстве», — отметил Асылбек Джакиев.
«При всей важности соблюдения договорённостей в рамках ОПЕК+, Казахстан также должен учитывать экономические риски. Ответные шаги со стороны ключевых производителей — таких как Саудовская Аравия, например, рост объёмов добычи и снижение цен до $40 за баррель — могут нанести существенный ущерб, поскольку себестоимость казахстанской нефти значительно выше, чем у ближневосточных стран. Как и во многих других аспектах внешней политики, Казахстану необходимо искать баланс и опираться на дипломатические инструменты для эффективной навигации в этих условиях».

В свою очередь, Аскар Исмаилов акцентировал внимание на внешнеэкономическом векторе. По его словам, Казахстан активно предлагает европейским странам дополнительные объёмы нефти, укрепляя тем самым их энергетическую безопасность и обеспечивая устойчивость поставок. Ведутся переговоры с Германией об увеличении экспорта до 2,5 млн тонн в год.

«Рост объёмов добычи объясняется завершением плановых ремонтных работ на ключевых месторождениях, а также запуском новых производственных мощностей — таких как проект Future Growth Project (FGP) на Тенгизе и пятый компрессор на Карачаганаке. Мы ожидаем поступательный, сбалансированный рост, без резких скачков, что соответствует долгосрочной стратегии отрасли, ориентированной на предсказуемость и технологическую устойчивость», — отметил Исмаилов.

Он также подчеркнул, что Казахстан остаётся надёжным поставщиком нефти для Европы, в том числе благодаря действующим соглашениям о разделе продукции, в рамках которых каждая сторона экспортирует свою долю. Большинство участников этих проектов — европейские компании, что дополнительно усиливает энергетическую связность между Казахстаном и ЕС.

https://xn--r1a.website/Petro_council