ПЕЙ ЗДЕСЬ НЕФТЬ
⬇️ Это значит добыча в Кызылординской области идет к своему логическому завершению. Региону стоит подумать, что делать с 15 тысячами нефтяников, которые скоро останутся без стабильного заработка. Мои предложения актуальны и вполне выполнимы. Нужна только политическая воля.
Про модернизацию ШНПЗ тоже можно забыть. Теперь им нужно не дополнительные 6 млн тонн ежегодно, а все 12 млн тонн! Ежегодно. Китайские инвесторы на такое не пойдут. Но бюджеты на ТЭО этого проекта нужно осваивать, так что эту работу останавливать не будут.
Казахстан (в лице Казмунайгаза) сам себе доказал, что без западных технологий не способен бурить глубоко. Глубоко настолько, чтобы найти новые месторождения нефти и газа.
PZ-1 - Первая скважина, исследующая перспективы Южного Тургая.
Углеводороды не обнаружены, не было миграции в зону ловушки.
Необходимо продолжать региональные исспедования палеозойского комплекса.
Про модернизацию ШНПЗ тоже можно забыть. Теперь им нужно не дополнительные 6 млн тонн ежегодно, а все 12 млн тонн! Ежегодно. Китайские инвесторы на такое не пойдут. Но бюджеты на ТЭО этого проекта нужно осваивать, так что эту работу останавливать не будут.
Казахстан (в лице Казмунайгаза) сам себе доказал, что без западных технологий не способен бурить глубоко. Глубоко настолько, чтобы найти новые месторождения нефти и газа.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
50 ОТТЕНКОВ СЕРЫ
В последнее время поступают запросы на покупку серы. При этом сами покупатели зачастую плохо представляют, что это за продукт. Поэтому решил сделать небольшой ликбез. Надеюсь, кому-то это окажется полезным.
Се́ра (лат. Sulphur, обозначение S в таблице Менделеева) — неметаллический химический элемент VI группы периодической системы.
В чистом виде сера представляет собой жёлтый порошок или хрупкую кристаллическую массу без запаха и вкуса. Она не растворяется в воде.
Сера обладает несколькими аллотропными формами. Наиболее известны:
🔵 Кристаллическая сера: ромбическая (самородная, α-S) и моноклинная (призматическая, β-S).
🔵 Аморфная сера: коллоидная (серное молоко) и пластическая.
🔵 Промежуточная аморфно-кристаллическая форма: сублимированная (серный цвет).
Товарная сера бывает различного происхождения (природная, попутная и др.), а также различается по способу получения и очистки. От этого зависят её физические свойства и области применения.
Основные товарные формы серы:
Комовая сера
🔵 Мелкодисперсное твёрдое вещество жёлтого цвета с включениями кусочков размером 20–150 мм.
🔵 Получают путём розлива и затвердевания жидкой серы с последующим дроблением блоков.
🔵 Используется в химической, пищевой, бумажной, резиновой промышленности, сельском хозяйстве и строительстве.
Гранулированная сера
🔵 Твёрдое вещество в виде однородных гранул жёлто-зелёного цвета размером 1–5 мм.
🔵 Применяется для производства серной кислоты, сероасфальта, минеральных удобрений, а также в целлюлозно-бумажной и текстильной промышленности.
Жидкая сера
🔵 Выступает как первичная форма, из которой изготавливаются другие виды серы.
Молотая сера
🔵 Порошкообразный продукт жёлтого цвета, получаемый дроблением комовой серы в среде инертного газа.
🔵 Используется в шинной и резинотехнической промышленности, а также в сельском хозяйстве.
Осаждённая сера
🔵 Мельчайший аморфный порошок бледно-жёлтого цвета, получаемый обработкой комовой серы известковым молоком.
🔵 Применяется в медицине.
Серный цвет
🔵 Кристаллическое вещество жёлтого цвета, нерастворимое в воде.
🔵 Получают при возгонке серы, состоит из мельчайших частиц, представляющих собой смесь циклических и линейных молекул.
🔵 Используется как инсектицид против паутинного клеща.
Медицинская сера
🔵 Продукт тонкого помола серы высокой чистоты в потоке инертного газа или при мокром измельчении с добавлением поверхностно-активных веществ.
🔵 Применяется в медицине.
Чешуированная сера
🔵 Образуется в виде чешуек толщиной 0,5–2 мм при срезании застывшей серы с вращающегося кристаллизатора.
Пластинчатая (плиточная) сера
🔵 Получается при кристаллизации серы на охлаждаемой движущейся стальной ленте, формируя пластины толщиной до 5 мм.
Сера в отливках (черенковая)
🔵 Производится путём розлива жидкой серы в специальные охлаждаемые формы.
Полимерная сера
🔵 Получают при нагревании серы выше 160 °С, образуя длинноцепочечные молекулы.
🔵 Используется при вулканизации резины и производстве автомобильных шин.
В промышленности и на рынке наиболее распространены следующие виды:
🔵 Комовая сера
🔵 Гранулированная сера
🔵 Жидкая сера
В последнее время поступают запросы на покупку серы. При этом сами покупатели зачастую плохо представляют, что это за продукт. Поэтому решил сделать небольшой ликбез. Надеюсь, кому-то это окажется полезным.
Се́ра (лат. Sulphur, обозначение S в таблице Менделеева) — неметаллический химический элемент VI группы периодической системы.
В чистом виде сера представляет собой жёлтый порошок или хрупкую кристаллическую массу без запаха и вкуса. Она не растворяется в воде.
Сера обладает несколькими аллотропными формами. Наиболее известны:
Товарная сера бывает различного происхождения (природная, попутная и др.), а также различается по способу получения и очистки. От этого зависят её физические свойства и области применения.
Основные товарные формы серы:
Комовая сера
Гранулированная сера
Жидкая сера
Молотая сера
Осаждённая сера
Серный цвет
Медицинская сера
Чешуированная сера
Пластинчатая (плиточная) сера
Сера в отливках (черенковая)
Полимерная сера
В промышленности и на рынке наиболее распространены следующие виды:
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ПРО ЛЕПЕШКИ
LS пишет, что Казмунайгаз считает, что строительство нефтехранилища для формирования долгосрочного резерва технически и экономически нецелесообразно, и, что такими объектами обладают импортеры нефти. Очередной саботаж поручения президента Казахстана.
Чтобы не вводили в заблуждение народ Казахстана и руководство страны, ниже список стран, добывающих нефть и построивших стратегические нефтехранилища:
США
- Стратегический нефтяной резерв (SPR) — крупнейший в мире.
- Объем: около 714 млн баррелей
- Размещён на побережье Мексиканского залива.
Китай (справочно: добывает примерно 4,26 млн баррелей нефти в день)
- Активно наращивает запасы с 2000-х.
- Объем: оценивается более 500 млн баррелей.
- Хранилища разбросаны по прибрежным регионам (например, Жэцзян, Шаньдун).
Саудовская Аравия
- Хранит стратегические и коммерческие запасы для управления экспортными потоками.
- Объемы до 300 млн баррелей в резерве.
ОАЭ
- Держат стратегический резерв, в том числе в Фуджейре и на острове Дас.
- Используется больше для экспортной логистики
Кувейт
- Имеет запасы для оперативного управления поставками.
Россия
- Стратегические хранилища введены в эксплуатацию в 2025 году.
Про экономическую целесообразность лучше было бы уточнить по газохимическим проектам, по месторождениям Мангыстауской области, куда вливаются огромные средства в убыточные проекты и месторождения.
LS пишет, что Казмунайгаз считает, что строительство нефтехранилища для формирования долгосрочного резерва технически и экономически нецелесообразно, и, что такими объектами обладают импортеры нефти. Очередной саботаж поручения президента Казахстана.
Чтобы не вводили в заблуждение народ Казахстана и руководство страны, ниже список стран, добывающих нефть и построивших стратегические нефтехранилища:
США
- Стратегический нефтяной резерв (SPR) — крупнейший в мире.
- Объем: около 714 млн баррелей
- Размещён на побережье Мексиканского залива.
Китай (справочно: добывает примерно 4,26 млн баррелей нефти в день)
- Активно наращивает запасы с 2000-х.
- Объем: оценивается более 500 млн баррелей.
- Хранилища разбросаны по прибрежным регионам (например, Жэцзян, Шаньдун).
Саудовская Аравия
- Хранит стратегические и коммерческие запасы для управления экспортными потоками.
- Объемы до 300 млн баррелей в резерве.
ОАЭ
- Держат стратегический резерв, в том числе в Фуджейре и на острове Дас.
- Используется больше для экспортной логистики
Кувейт
- Имеет запасы для оперативного управления поставками.
Россия
- Стратегические хранилища введены в эксплуатацию в 2025 году.
Про экономическую целесообразность лучше было бы уточнить по газохимическим проектам, по месторождениям Мангыстауской области, куда вливаются огромные средства в убыточные проекты и месторождения.
lsm.kz
Будут ли в Казахстане строить новый НПЗ и нефтехранилище | LS
Предположительно НПЗ появится в западной части страны
ТЯЖЕЛАЯ НЕФТЬ РУЛИТ
На рынке нефти формируется новая и очень показательная тенденция — усиливается дефицит тяжелых и среднетяжелых сортов нефти. Ближний Восток оставляет самые дешевые тяжелые баррели для собственного сжигания, а премия Dubai выше 3 долларов за баррель уже явно указывает на дефицит. ОПЕК, а также Канада и Мексика, сокращают экспорт именно тяжелой нефти, играя на узком, но крайне важном сегменте рынка. Дополнительный удар по предложению нанесла Венесуэла, которая в прошлом месяце потеряла 250 тысяч баррелей в сутки, а в США сорт Mars столкнулся с проблемами качества, что привело к снижению выхода дизеля и средних дистиллятов.
В итоге вся переработка в США сегодня работает на рекордно легкой нефти со средней плотностью 36 градусов API, что снижает эффективность производства дистиллятов. Азия, видя этот дефицит, начинает активнее выкупать тяжелые сорта нефти из Латинской Америки, которые раньше в основном шли в США. Конкуренция за такие баррели усиливается, что дополнительно подталкивает цены вверх.
Все это напрямую влияет на цены на нефть. Цены на тяжелые сорта, такие как Maya, Mars, Merey и Dubai, будут расти быстрее, чем на легкие. Разрыв в цене между тяжелой и легкой нефтью может увеличиться на три-шесть долларов за баррель. В результате общий уровень цен на нефть (включая Brent и Dubai) может закрепиться выше 85–90 долларов за баррель, особенно учитывая высокий спрос на дизель и авиационное топливо. При этом легкие сорта нефти в США могут начать торговаться с дисконтом из-за избытка. Для перерабатывающих заводов, имеющих доступ к тяжелым сортам, открывается возможность зарабатывать повышенные маржи, а для трейдеров это сигнал внимательно следить за изменением потоков между регионами. Главный вывод состоит в том, что рынок нефти сегодня все больше переходит от борьбы за общие объемы к борьбе за качество и структуру поставок, и именно тяжелая нефть становится настоящим стратегическим ресурсом.
Что это значит для Казахстана? Наша нефть в основном лёгкая и малосернистая, по плотности значительно легче востребованных сегодня тяжелых баррелей. Это значит, что Казахстан не сможет получить дополнительную премию, которая формируется сейчас вокруг тяжелой нефти. Однако в этой ситуации есть и плюсы: общий высокий уровень цен на нефть поддерживает доходы от экспорта, даже если премия за качество не растёт. При этом Казахстану нужно учитывать усиливающуюся конкуренцию с легкими американскими сортами, которые могут предлагаться в Европу и Азию по более низким ценам.
Для Казахстана важно активнее укреплять позиции на азиатских направлениях, развивать альтернативные маршруты поставок и гибко подходить к переговорам с покупателями, чтобы сохранить долю рынка. Ситуация с тяжелой нефтью подтверждает главный тренд: борьба за качество и доступ к переработке становится всё более острой, и в этой новой реальности Казахстану придётся действовать ещё более стратегически.
А как это сделать уже другая история...
На рынке нефти формируется новая и очень показательная тенденция — усиливается дефицит тяжелых и среднетяжелых сортов нефти. Ближний Восток оставляет самые дешевые тяжелые баррели для собственного сжигания, а премия Dubai выше 3 долларов за баррель уже явно указывает на дефицит. ОПЕК, а также Канада и Мексика, сокращают экспорт именно тяжелой нефти, играя на узком, но крайне важном сегменте рынка. Дополнительный удар по предложению нанесла Венесуэла, которая в прошлом месяце потеряла 250 тысяч баррелей в сутки, а в США сорт Mars столкнулся с проблемами качества, что привело к снижению выхода дизеля и средних дистиллятов.
В итоге вся переработка в США сегодня работает на рекордно легкой нефти со средней плотностью 36 градусов API, что снижает эффективность производства дистиллятов. Азия, видя этот дефицит, начинает активнее выкупать тяжелые сорта нефти из Латинской Америки, которые раньше в основном шли в США. Конкуренция за такие баррели усиливается, что дополнительно подталкивает цены вверх.
Все это напрямую влияет на цены на нефть. Цены на тяжелые сорта, такие как Maya, Mars, Merey и Dubai, будут расти быстрее, чем на легкие. Разрыв в цене между тяжелой и легкой нефтью может увеличиться на три-шесть долларов за баррель. В результате общий уровень цен на нефть (включая Brent и Dubai) может закрепиться выше 85–90 долларов за баррель, особенно учитывая высокий спрос на дизель и авиационное топливо. При этом легкие сорта нефти в США могут начать торговаться с дисконтом из-за избытка. Для перерабатывающих заводов, имеющих доступ к тяжелым сортам, открывается возможность зарабатывать повышенные маржи, а для трейдеров это сигнал внимательно следить за изменением потоков между регионами. Главный вывод состоит в том, что рынок нефти сегодня все больше переходит от борьбы за общие объемы к борьбе за качество и структуру поставок, и именно тяжелая нефть становится настоящим стратегическим ресурсом.
Что это значит для Казахстана? Наша нефть в основном лёгкая и малосернистая, по плотности значительно легче востребованных сегодня тяжелых баррелей. Это значит, что Казахстан не сможет получить дополнительную премию, которая формируется сейчас вокруг тяжелой нефти. Однако в этой ситуации есть и плюсы: общий высокий уровень цен на нефть поддерживает доходы от экспорта, даже если премия за качество не растёт. При этом Казахстану нужно учитывать усиливающуюся конкуренцию с легкими американскими сортами, которые могут предлагаться в Европу и Азию по более низким ценам.
Для Казахстана важно активнее укреплять позиции на азиатских направлениях, развивать альтернативные маршруты поставок и гибко подходить к переговорам с покупателями, чтобы сохранить долю рынка. Ситуация с тяжелой нефтью подтверждает главный тренд: борьба за качество и доступ к переработке становится всё более острой, и в этой новой реальности Казахстану придётся действовать ещё более стратегически.
А как это сделать уже другая история...
1
КАЗАХСТАН - СЫРЬЕВОЙ ПРИДАТОК ПОЛИЭТИЛЕНА?
На фоне мировых трендов Казахстан принуждают продолжать практику продажи за бесценок собственных стратегических ресурсов. В данном случае этан, при чем по цене, которая выглядит просто смехотворно на мировом фоне. Для проекта полиэтилена в Атырауской области планируется устанавливать цену этана не выше $0,5 за MMBtu. Для сравнения:
🔵 в Саудовской Аравии с 1 января 2025 года правительство через Aramco повысило цену этана до $3 за MMBtu (повысили с прежних $2,50. Миф о дешевом этане Саудовской Аравии разрушен).
🔵 в США на хабе Мон-Бельвью цены поднимались до $6 за MMBtu, а в отдельные периоды доходили и выше.
🤍 Таким образом, Казахстан предлагает цену в 6–10 раз ниже, чем в ключевых нефтехимических центрах мира.
Долгое время лоббисты проекта уверяли общество, что газохимия даёт «25-кратное увеличение стоимости продукции». Однако на практике такой мультипликатор НЕ реализуется: значительная часть конечной маржи будет уходить на покрытие капитальных и операционных затрат, обслуживание долгов и выплату дивидендов иностранным партнёрам.
Более того, доля Казахстана в проекте полиэтилена❗️ всего 40%, тогда как 60% контролируют иностранные инвесторы. То есть, в результате продажи этана за бесценок, выгоду получает в основном внешний капитал.
🚩 Казахстан рискует оказаться в положении сырьевого придатка даже в собственной нефтехимической отрасли: вместо того чтобы монетизировать ценный этан по рыночным ценам, страна фактически субсидирует бизнес партнёров за счёт национальных ресурсов.
На фоне мировых трендов Казахстан принуждают продолжать практику продажи за бесценок собственных стратегических ресурсов. В данном случае этан, при чем по цене, которая выглядит просто смехотворно на мировом фоне. Для проекта полиэтилена в Атырауской области планируется устанавливать цену этана не выше $0,5 за MMBtu. Для сравнения:
Долгое время лоббисты проекта уверяли общество, что газохимия даёт «25-кратное увеличение стоимости продукции». Однако на практике такой мультипликатор НЕ реализуется: значительная часть конечной маржи будет уходить на покрытие капитальных и операционных затрат, обслуживание долгов и выплату дивидендов иностранным партнёрам.
Более того, доля Казахстана в проекте полиэтилена
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
ДРУГОЙ РАКУРС НА ГПЗ
«Начнём с того, что официально ни Eni, ни Shell не давали комментариев по поводу увеличения стоимости с первоначальных $3,5 млрд до $6 млрд. Если эта информация взята из зарубежных СМИ, то мне непонятно, почему они не написали, что с самого начала переговоров коммерческое предложение Hyundai ($3,5 млрд) операторы Карачаганакского проекта посчитали завышенным. Они считали, что реальная стоимость строительства варьируется в пределах $2,8 млрд. Странно утверждать, что в какой-то момент они сами увеличили стоимость строительства до $6 млрд.
Интересно, почему Bloomberg не упомянул, что участники Карачаганака рассматривали идею привлечения подрядной компании, которая проверяла бы все технологические решения и коммерческие затраты в период проектирования и строительства ГПЗ. Это могло бы существенно снизить удорожание проекта, а также минимизировать возможные коррупционные схемы.
Что касается стоимости такого ГПЗ, то она составляет около $2,7 млрд. Здесь мои расчёты и расчёты КПО практически совпали. Специфика ГПЗ значительно отличается от строительства нового нефтеперерабатывающего завода (НПЗ): здесь всё гораздо проще и не требует таких высоких технологических требований и мер промышленной безопасности, как в нефтепереработке.
Поэтому «красная цена» новому газоперерабатывающему заводу мощностью до 5 млрд куб. м в год – не более $3 млрд. Это соответствует мировой практике с учётом казахстанских реалий и цен тех самых компаний, которых хотят привлечь к строительству ГПЗ на Карачаганаке. Всё, что выше этой суммы, скорее всего является искусственным завышением стоимости, не связанным ни с проектированием, ни со строительством.
Странно, что строительством ГПЗ будет заниматься КазМунайГаз, когда в Казахстане есть газовый оператор в лице QazaqGaz. Мы видим, что решения принимаются вразрез с существующими правилами, которые государство само же установило. Налицо конфликт интересов. Я считаю, что профильное министерство не сработало как госорган, курирующий отрасль.
Можно много говорить о финансовом положении QazaqGaz, но привлечение инвесторов никак не связано с финансовым состоянием оператора. КазМунайГаз без доли на Тенгизе, Карачаганаке и Кашагане выглядел бы так же, как и QazaqGaz. Поэтому если есть правила, их нужно соблюдать – это, во-первых.
Во-вторых, реализация газохимических проектов показывает низкий уровень профессионализма в КМГ, чей конёк – это добыча нефти, но точно не газохимия и газопереработка. Проект «Полипропилен» запущен со значительным отставанием и большим количеством выявленных недостатков, которые привели к ежегодным ремонтам (!) нового завода. Сюда же можно отнести продажу доли проекта значительно ниже рыночной стоимости – это нонсенс (40% доли участия в ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries», которому принадлежит завод по выпуску полипропилена, была продана в 2023 году за 83,6 млрд тенге или $180 млн. При этом строительство самого завода обошлось в $2,6 млрд – прим. авт.).
Проект «Полиэтилен» топчется на месте, а вопрос финансирования строительства убыточного газосепарационного комплекса на Тенгизе до сих пор не решён. Стоит ли доверять строительство нового ГПЗ такому оператору – вопрос открытый. Я уверен, что именно при КМГ будет значительное увеличение стоимости строительства завода. Вспомним модернизацию трёх крупных НПЗ, где бюджет с $3,5 млрд вырос почти до $7 млрд. Статистика – упрямая вещь, но все цифры налицо. Чем может закончиться эта история, мне очевидно.
Что касается других способов увеличения производства товарного газа в стране, то его можно добиться, загрузив существующие заводы, например, тот же Боранкольский ГПЗ в Мангистауской области, или же другие предприятия в Западно-Казахстанской и Актюбинской областях. Про ГПЗ в Жанаозене я не стану говорить – там очень много проблем как на существующих мощностях, так и со строительством новых.
А Кашаганский ГПЗ мощностью 1 млрд куб. м газа в год, скорее всего, будет сдан не раньше 2027 года.
«Начнём с того, что официально ни Eni, ни Shell не давали комментариев по поводу увеличения стоимости с первоначальных $3,5 млрд до $6 млрд. Если эта информация взята из зарубежных СМИ, то мне непонятно, почему они не написали, что с самого начала переговоров коммерческое предложение Hyundai ($3,5 млрд) операторы Карачаганакского проекта посчитали завышенным. Они считали, что реальная стоимость строительства варьируется в пределах $2,8 млрд. Странно утверждать, что в какой-то момент они сами увеличили стоимость строительства до $6 млрд.
Интересно, почему Bloomberg не упомянул, что участники Карачаганака рассматривали идею привлечения подрядной компании, которая проверяла бы все технологические решения и коммерческие затраты в период проектирования и строительства ГПЗ. Это могло бы существенно снизить удорожание проекта, а также минимизировать возможные коррупционные схемы.
Что касается стоимости такого ГПЗ, то она составляет около $2,7 млрд. Здесь мои расчёты и расчёты КПО практически совпали. Специфика ГПЗ значительно отличается от строительства нового нефтеперерабатывающего завода (НПЗ): здесь всё гораздо проще и не требует таких высоких технологических требований и мер промышленной безопасности, как в нефтепереработке.
Поэтому «красная цена» новому газоперерабатывающему заводу мощностью до 5 млрд куб. м в год – не более $3 млрд. Это соответствует мировой практике с учётом казахстанских реалий и цен тех самых компаний, которых хотят привлечь к строительству ГПЗ на Карачаганаке. Всё, что выше этой суммы, скорее всего является искусственным завышением стоимости, не связанным ни с проектированием, ни со строительством.
Странно, что строительством ГПЗ будет заниматься КазМунайГаз, когда в Казахстане есть газовый оператор в лице QazaqGaz. Мы видим, что решения принимаются вразрез с существующими правилами, которые государство само же установило. Налицо конфликт интересов. Я считаю, что профильное министерство не сработало как госорган, курирующий отрасль.
Можно много говорить о финансовом положении QazaqGaz, но привлечение инвесторов никак не связано с финансовым состоянием оператора. КазМунайГаз без доли на Тенгизе, Карачаганаке и Кашагане выглядел бы так же, как и QazaqGaz. Поэтому если есть правила, их нужно соблюдать – это, во-первых.
Во-вторых, реализация газохимических проектов показывает низкий уровень профессионализма в КМГ, чей конёк – это добыча нефти, но точно не газохимия и газопереработка. Проект «Полипропилен» запущен со значительным отставанием и большим количеством выявленных недостатков, которые привели к ежегодным ремонтам (!) нового завода. Сюда же можно отнести продажу доли проекта значительно ниже рыночной стоимости – это нонсенс (40% доли участия в ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries», которому принадлежит завод по выпуску полипропилена, была продана в 2023 году за 83,6 млрд тенге или $180 млн. При этом строительство самого завода обошлось в $2,6 млрд – прим. авт.).
Проект «Полиэтилен» топчется на месте, а вопрос финансирования строительства убыточного газосепарационного комплекса на Тенгизе до сих пор не решён. Стоит ли доверять строительство нового ГПЗ такому оператору – вопрос открытый. Я уверен, что именно при КМГ будет значительное увеличение стоимости строительства завода. Вспомним модернизацию трёх крупных НПЗ, где бюджет с $3,5 млрд вырос почти до $7 млрд. Статистика – упрямая вещь, но все цифры налицо. Чем может закончиться эта история, мне очевидно.
Что касается других способов увеличения производства товарного газа в стране, то его можно добиться, загрузив существующие заводы, например, тот же Боранкольский ГПЗ в Мангистауской области, или же другие предприятия в Западно-Казахстанской и Актюбинской областях. Про ГПЗ в Жанаозене я не стану говорить – там очень много проблем как на существующих мощностях, так и со строительством новых.
А Кашаганский ГПЗ мощностью 1 млрд куб. м газа в год, скорее всего, будет сдан не раньше 2027 года.
Exclusive.kz
Правительство Казахстана разрывает отношения с Eni и Shell: новость от 12:00 8 июля 2025 на Exclusive.kz
Проект нового газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на Карачаганаке снова под угрозой срыва. Нефтяные компании, обещавшие построить завод, почти вдвое увеличили
(продолжение) По моим данным, существующие ГПЗ могут дать дополнительно порядка 10 млрд куб. м товарного газа. Нужно лишь обеспечить эти предприятия газом. Какая-то работа по некоторым из них уже ведётся. При этом работа требует значительно меньше затрат и времени для реализации. И это хороший сигнал для внутренних потребителей.
Надеюсь, что все ответственные профильные ведомства приложат максимум усилий, чтобы реализовать это в ближайшее время. Иначе Казахстану грозит жёсткий дефицит газа. Также нужно помнить, что российский газ в ближайшем будущем будет недоступен для Казахстана. По сведениям Госкомиссии по запасам (ГКЗ) РФ, запасы газа в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) выработаны почти на 75%. Легкоизвлекаемые газовые запасы в России истощаются. Газодобыча к 2040 году может снизиться в два раза».
Надеюсь, что все ответственные профильные ведомства приложат максимум усилий, чтобы реализовать это в ближайшее время. Иначе Казахстану грозит жёсткий дефицит газа. Также нужно помнить, что российский газ в ближайшем будущем будет недоступен для Казахстана. По сведениям Госкомиссии по запасам (ГКЗ) РФ, запасы газа в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) выработаны почти на 75%. Легкоизвлекаемые газовые запасы в России истощаются. Газодобыча к 2040 году может снизиться в два раза».
ГАЗ КАШАГАНА ДЛЯ ТЕНГИЗА
В последние годы обсуждают неординарный вопрос. Газ, который добывается на Кашагане хотят не перерабатывать, а закачивать обратно в пласт… но не свой, а в Тенгиз. На первый взгляд интересная идея: избавиться от избыточного газа, поддержать давление в Тенгизе и одновременно повысить нефтеотдачу.
Но реальность, как всегда, куда сложнее и жёстче. Газ Кашагана — это «кислый» газ с крайне высоким содержанием сероводорода (H₂S) и углекислого газа. Такой состав — настоящий яд для оборудования: коррозия, быстрый износ труб, риск сульфидного растрескивания металла.
Пластовые условия двух гигантов тоже разные. Любая ошибка в расчётах давления или химических характеристик может не только снизить добычу нефти на Тенгизе, но и привести к необратимому загрязнению пластов.
При этом риски такого проекта многогранны. Во-первых, есть технический риск: агрессивный состав газа может привести к повреждению скважин и всей инфраструктуры Тенгиза, потребовав колоссальных затрат на модернизацию и ремонт. Во-вторых, существует геологический риск, так как изменение состава закачиваемого газа может ухудшить нефтеотдачу и загрязнить пласт, что в дальнейшем снизит коммерческую ценность всего месторождения. Кроме того, есть серьёзный экономический риск: строительство новых компрессорных станций, трубопроводов и установок предварительной очистки обойдётся в миллиарды долларов, и нет гарантии, что эти вложения вернутся.
Добавим к этому ещё и экологический риск. При закачке «кислого» газа возрастает вероятность выбросов сероводорода и утечек, что может нанести серьёзный ущерб окружающей среде и здоровью людей.
При этом важно понимать, что Казахстан уже сегодня сталкивается с растущим внутренним дефицитом газа. Прогнозы показывают, что без новых перерабатывающих мощностей и расширения добычи через несколько лет страна может перейти от экспортёра к чистому импортёру газа.
В итоге, закачка газа с Кашагана в Тенгиз — это красивая теория на бумаге, которая на практике превращается в рискованный и крайне дорогой эксперимент, но кто-то упорно её лоббирует. Более того, такая схема только усугубляет проблему дефицита газа внутри страны, лишая экономику важного ресурса для переработки, энергообеспечения и газификации регионов.
В последние годы обсуждают неординарный вопрос. Газ, который добывается на Кашагане хотят не перерабатывать, а закачивать обратно в пласт… но не свой, а в Тенгиз. На первый взгляд интересная идея: избавиться от избыточного газа, поддержать давление в Тенгизе и одновременно повысить нефтеотдачу.
Но реальность, как всегда, куда сложнее и жёстче. Газ Кашагана — это «кислый» газ с крайне высоким содержанием сероводорода (H₂S) и углекислого газа. Такой состав — настоящий яд для оборудования: коррозия, быстрый износ труб, риск сульфидного растрескивания металла.
Пластовые условия двух гигантов тоже разные. Любая ошибка в расчётах давления или химических характеристик может не только снизить добычу нефти на Тенгизе, но и привести к необратимому загрязнению пластов.
При этом риски такого проекта многогранны. Во-первых, есть технический риск: агрессивный состав газа может привести к повреждению скважин и всей инфраструктуры Тенгиза, потребовав колоссальных затрат на модернизацию и ремонт. Во-вторых, существует геологический риск, так как изменение состава закачиваемого газа может ухудшить нефтеотдачу и загрязнить пласт, что в дальнейшем снизит коммерческую ценность всего месторождения. Кроме того, есть серьёзный экономический риск: строительство новых компрессорных станций, трубопроводов и установок предварительной очистки обойдётся в миллиарды долларов, и нет гарантии, что эти вложения вернутся.
Добавим к этому ещё и экологический риск. При закачке «кислого» газа возрастает вероятность выбросов сероводорода и утечек, что может нанести серьёзный ущерб окружающей среде и здоровью людей.
При этом важно понимать, что Казахстан уже сегодня сталкивается с растущим внутренним дефицитом газа. Прогнозы показывают, что без новых перерабатывающих мощностей и расширения добычи через несколько лет страна может перейти от экспортёра к чистому импортёру газа.
В итоге, закачка газа с Кашагана в Тенгиз — это красивая теория на бумаге, которая на практике превращается в рискованный и крайне дорогой эксперимент, но кто-то упорно её лоббирует. Более того, такая схема только усугубляет проблему дефицита газа внутри страны, лишая экономику важного ресурса для переработки, энергообеспечения и газификации регионов.
𝗣𝗔𝗖𝗘
(в продолжении части 2) --------------------------------------- СЕНАТ ВНЕС В ПРОЕКТ НОВОГО НАЛОГОВОГО КОДЕКСА РК ВАЖНЫЕ ПОПРАВКИ ДЛЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ В рамках рассмотрения в Сенате, в документ дополнительно включены нормы, исключающие налогообложение сырого…
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
ПРО НДПИ (ГАЗ)
К вопросу зачем поднимать отраслевые вопросы экспертами. Это коллективный труд с недропользователями по внесению изменений. Вопрос с несуразными требованиями выплаты налогов с привязкой к мировым ценам на газ для добывающих компаний, которые реализуют газ внутри страны, решен положительно.
Хочется поблагодарить Ассоциацию PetroMining за активную помощь и позицию в этом вопросе, все газодобычные предприятия. Особенно компании КазАзот и Tethys Petroleum (ТетисАралГаз) за их проактивность. И, конечно, Комитет государственных доходов за адекватную оценку ситуации.
Подкаст был записан, когда вопрос только начали обсуждать, поэтому озвученный пример уже можно использовать как архивный материал.
Мне поступали просьбы удалить материалы, но моя принципиальная позиция была, что проблему нужно озвучивать и решать, а не прятать. Что и было сделано.
Продолжаем развивать газовую отрасль Казахстана сообща...
К вопросу зачем поднимать отраслевые вопросы экспертами. Это коллективный труд с недропользователями по внесению изменений. Вопрос с несуразными требованиями выплаты налогов с привязкой к мировым ценам на газ для добывающих компаний, которые реализуют газ внутри страны, решен положительно.
Хочется поблагодарить Ассоциацию PetroMining за активную помощь и позицию в этом вопросе, все газодобычные предприятия. Особенно компании КазАзот и Tethys Petroleum (ТетисАралГаз) за их проактивность. И, конечно, Комитет государственных доходов за адекватную оценку ситуации.
Подкаст был записан, когда вопрос только начали обсуждать, поэтому озвученный пример уже можно использовать как архивный материал.
Мне поступали просьбы удалить материалы, но моя принципиальная позиция была, что проблему нужно озвучивать и решать, а не прятать. Что и было сделано.
Продолжаем развивать газовую отрасль Казахстана сообща...
𝗣𝗔𝗖𝗘
АФГАНМУНАЙГАЗ Правительство движения «Талибан» разорвало 25-летний контракт на разработку нефтяного месторождения Аму Дарья с китайской компанией Xinjiang Central Asia Petroleum and Gas Co (CAPEIC), входившей в совместное предприятие Afchin. Соглашение на…
Сегодня Афганистан стал для нас одним из важных партнёров, с которым активно развиваем торгово-экономическую повестку. Мы нацелены на увеличение товарооборота до 3 млрд долларов США – соответствующая задача уже определена и поддержана обеими сторонами. Для этого Казахстан готов нарастить поставки сельхозпродуктов, горюче-смазочных материалов, минеральных удобрений, продукции химической промышленности,
– отметил глава МИД РК.
Есть один нюанс. Казахстан является членом Евразийского экономического союза и имеет некоторые обязательства перед странами-членами Организации. Казахстан, как и остальные члены ЕАЭС обсуждает и согласовывает со странами-участницами перечень нефтепродуктов допускаемых к экспорту с территории Казахстана. Если вопрос с участниками ЕАЭС решен, то самое время строить 4-ый НПЗ. Афганистан это 45 млн человек населения. По последним открытым данным в Афганистане было зарегистрировано около 1,5 млн транспортных средств (включая легковые, грузовые автомобили и автобусы). Это около 2 млн тонн ГСМ в год.
www.gov.kz
Министр иностранных дел Казахстана прибыл с рабочим визитом в Афганистан
Кабул, 10 июля 2025 года – По приглашению афганской стороны Заместитель Премьер-министра – Министр иностранных дел Республики Казахстан Мурат Нуртлеу прибыл с рабочим визитом в Афганистан.В рамках визита состоялась встреча с исполняющим обязанности Заместителя…
ДОРОГОЙ ДНЕВНИК СУГ...
В казахстанском экспертном сообществе начали активно обсуждать возможное повышение цен на сжиженный газ (СУГ). На первый взгляд, эта мера кажется резкой и несправедливой. Но если копнуть глубже, становится очевидно: у государства практически не осталось других вариантов.
Начнём с того, что один из главных поставщиков СУГ — ТШО (Тенгизшевройл) продаёт газ по закупочной цене, которая значительно выше внутренних регулируемых цен. И навязать компании внутренние льготные расценки невозможно по условиям соглашения Chevron с правительством Казахстана. По сути, это соглашение такое же СРП, где страна оказалась связана жёсткими, кабальными условиями.
Себестоимость производства СУГ у второго крупного игрока — Жанажольского ГПЗ, по некоторым данным также выше закупочных цен. При этом китайский инвестор готов производить больше СУГ при условии предоставления права продавать газ на экспорт, где он по примеру ТШО сможет компенсировать свои убытки от реализации внутри Казахстана.
Здесь стоит еще раз поднять вопрос о либерализации цен на газ и возможности экспорта, который я поднимал не раз. Монополию и запрет на экспорт нужно отменять. Уже все инвесторы «кричат» об этом. Говорить о субсидировании низкой цены на газ для населения на фоне огромной бюджетной дыры просто наивно. Экспорт даст возможность инвесторам вкладываться в газовую отрасль, что приведет к выгоде все стороны. Страна получает дополнительные объемы газа, а инвестор возможность заработать на экспортных объемах.
Отдельно ситуацию ухудшают неэффективные и убыточные газохимические проекты, которые ещё недавно подавались как «точки роста» для экономики страны. На самом деле никакого роста не произошло. Эти заводы лишь «тянут» на себя значительные объёмы СУГ. Например, только на производство полипропилена уходит больше 500 тысяч тонн пропана в год. Это половина всего потребления казахстанского автопарка на ГБО. Вместо реализации убыточных газохимических проектов, стоит направить средства на модернизацию существующих газопереработывающих заводов.
Отдельная история — КазГПЗ. Завод давно требует полной модернизации. За последние три года там произошло 52 аварийных инцидента, включая пожар. Управляющие системы и приборы морально устарели. Срок их службы превышен в шесть раз. Здания и конструкции эксплуатируются более 45 лет, и степень износа критическая. Все это требует капитальных вложений.
🧨 В результате мы получаем цепочку проблем:
• Рост закупочных цен у ТШО, которые нельзя регулировать.
• Дорогие и слабые мощности Жанажола.
• Отток больших объёмов газа на неэффективные газохимические проекты.
• Изношенный КазГПЗ.
❗️ Все эти факторы подталкивают к необходимости повышения цен на СУГ для внутреннего рынка. Эта та реальность, в которой мы оказались сегодня.
PS! Здесь нужно говорить не только о ценах. Вторая, не менее важная задача — это привлечение к ответственности за неэффективную реализацию проектов в газохимии и газопереработке. Пока офисные управленцы публикуют красивые отчёты и презентации, люди платят из своего кармана всё больше. Повышение цен на газ — это лишь вершина айсберга. Под водой скрываются системные ошибки, за которые никто не хочет брать ответственность.
В казахстанском экспертном сообществе начали активно обсуждать возможное повышение цен на сжиженный газ (СУГ). На первый взгляд, эта мера кажется резкой и несправедливой. Но если копнуть глубже, становится очевидно: у государства практически не осталось других вариантов.
Начнём с того, что один из главных поставщиков СУГ — ТШО (Тенгизшевройл) продаёт газ по закупочной цене, которая значительно выше внутренних регулируемых цен. И навязать компании внутренние льготные расценки невозможно по условиям соглашения Chevron с правительством Казахстана. По сути, это соглашение такое же СРП, где страна оказалась связана жёсткими, кабальными условиями.
Себестоимость производства СУГ у второго крупного игрока — Жанажольского ГПЗ, по некоторым данным также выше закупочных цен. При этом китайский инвестор готов производить больше СУГ при условии предоставления права продавать газ на экспорт, где он по примеру ТШО сможет компенсировать свои убытки от реализации внутри Казахстана.
Здесь стоит еще раз поднять вопрос о либерализации цен на газ и возможности экспорта, который я поднимал не раз. Монополию и запрет на экспорт нужно отменять. Уже все инвесторы «кричат» об этом. Говорить о субсидировании низкой цены на газ для населения на фоне огромной бюджетной дыры просто наивно. Экспорт даст возможность инвесторам вкладываться в газовую отрасль, что приведет к выгоде все стороны. Страна получает дополнительные объемы газа, а инвестор возможность заработать на экспортных объемах.
Отдельно ситуацию ухудшают неэффективные и убыточные газохимические проекты, которые ещё недавно подавались как «точки роста» для экономики страны. На самом деле никакого роста не произошло. Эти заводы лишь «тянут» на себя значительные объёмы СУГ. Например, только на производство полипропилена уходит больше 500 тысяч тонн пропана в год. Это половина всего потребления казахстанского автопарка на ГБО. Вместо реализации убыточных газохимических проектов, стоит направить средства на модернизацию существующих газопереработывающих заводов.
Отдельная история — КазГПЗ. Завод давно требует полной модернизации. За последние три года там произошло 52 аварийных инцидента, включая пожар. Управляющие системы и приборы морально устарели. Срок их службы превышен в шесть раз. Здания и конструкции эксплуатируются более 45 лет, и степень износа критическая. Все это требует капитальных вложений.
🧨 В результате мы получаем цепочку проблем:
• Рост закупочных цен у ТШО, которые нельзя регулировать.
• Дорогие и слабые мощности Жанажола.
• Отток больших объёмов газа на неэффективные газохимические проекты.
• Изношенный КазГПЗ.
PS! Здесь нужно говорить не только о ценах. Вторая, не менее важная задача — это привлечение к ответственности за неэффективную реализацию проектов в газохимии и газопереработке. Пока офисные управленцы публикуют красивые отчёты и презентации, люди платят из своего кармана всё больше. Повышение цен на газ — это лишь вершина айсберга. Под водой скрываются системные ошибки, за которые никто не хочет брать ответственность.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
АКСАКАЛЫ ГОВОРЯТ...
Еще в начале 2000-х американцы посчитали мегапроекты по производству полипропилена и полиэтилена. Оказалось, что они экономически не выгодны, поэтому отказались от их реализации. Реалистичным считали строительство заводов для внутреннего потребления, а не экпортоориентированность. На этапе проектирования ЗБР расчеты еще раз подтвердились. Газохимия убыточна. Казахтанская сторона знала об этом.
А англо-саксы показали инвестиционно НЕпривлекательным строительство газоперерабатывающего завода, по этой причине они отказались от этой идеи еще в 2018 году. Казахстанская сторона также об этом знала.
Зачем этот цирк?
Еще в начале 2000-х американцы посчитали мегапроекты по производству полипропилена и полиэтилена. Оказалось, что они экономически не выгодны, поэтому отказались от их реализации. Реалистичным считали строительство заводов для внутреннего потребления, а не экпортоориентированность. На этапе проектирования ЗБР расчеты еще раз подтвердились. Газохимия убыточна. Казахтанская сторона знала об этом.
А англо-саксы показали инвестиционно НЕпривлекательным строительство газоперерабатывающего завода, по этой причине они отказались от этой идеи еще в 2018 году. Казахстанская сторона также об этом знала.
Зачем этот цирк?
Построил профиль добычи газа на Тенгизском месторождении с 2033 по 2063 год. Он может и не 100% отображает расчеты самого ТШО, но я уверен тренд однозначно такой же.
С учетом ежегодной закачки в пласты 12 млрд куб метров, а также 3 млрд куб метров газа на собственные нужды, обеспечивать газом (прим. - объемом 9 млрд куб метров ежегодно) газосепарационный комплекс Тенгиз НЕ сможет уже с 2033 года. А значит будет НЕ достаточно этана для проекта Полиэтилен, который рассчитан на получение 1,6 млн тонн этана ежегодно.
Газ с КТЛ и ЗВП пойдет как товарный газ на внутренний рынок. Да и там будет значительное снижение объемов газа.
Честно говоря, уже не до смеха. Зная такие цифры министерство энергетике РК должно трубить во все трубы и доводить до президента страны и премьер-министра провальность этого проекта.
Очевидно, что нельзя реализовывать такой проект! Это пустая трата времени и денег...
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
КАЗАХСТАН РОЕТ СЕБЕ ЯМУ
Закачка сернистого газа обратно в пласт очень сложный технический прием. Он же превращает месторождение в настоящую инженерную головоломку. Высокие давления, агрессивная среда, сложные системы изоляции и постоянный риск коррозии делают проект крайне зависимым от передовых технологий и опыта международных компаний. Даже спустя годы работы, без иностранных мейджоров управлять такими операциями невозможно.
Именно поэтому, когда Казахстан сядет за стол переговоров о продлении срока СРП, его позиция окажется ослабленной. Грозить самостоятельной эксплуатацией уже не получится, технологическая планка слишком высока. По сути, государство окажется привязанным к иностранным партнёрам, которые будут диктовать условия продолжения сотрудничества.
Инвесторы это отлично понимают… но понимают ли это «представители» Казахстана?...
Закачка сернистого газа обратно в пласт очень сложный технический прием. Он же превращает месторождение в настоящую инженерную головоломку. Высокие давления, агрессивная среда, сложные системы изоляции и постоянный риск коррозии делают проект крайне зависимым от передовых технологий и опыта международных компаний. Даже спустя годы работы, без иностранных мейджоров управлять такими операциями невозможно.
Именно поэтому, когда Казахстан сядет за стол переговоров о продлении срока СРП, его позиция окажется ослабленной. Грозить самостоятельной эксплуатацией уже не получится, технологическая планка слишком высока. По сути, государство окажется привязанным к иностранным партнёрам, которые будут диктовать условия продолжения сотрудничества.
Инвесторы это отлично понимают… но понимают ли это «представители» Казахстана?...
САБОТАЖ ИЛИ НЕКОМПЕТЕНТНОСТЬ?
Две таблицы с ценами на полиэтилен.
В первой таблице данные от ЕБРР, который убедил/выполнил заказ (нужное подчеркнуть) Казмунайгаз и Минэнерго РК, что полиэтилен стоит 1600-1800 долларов за тонну. Эти цифры представили премьер-министру и президенту Казахстана. И продолжают презентовать на отраслевых форумах и конференциях.
Вторая таблица с историческими среднегодовыми ценами на полиэтилен за последние 10 лет в США, Европе и Азии. Цены 1800 долларов за тонну даже близко нет.
Две таблицы с ценами на полиэтилен.
В первой таблице данные от ЕБРР, который убедил/выполнил заказ (нужное подчеркнуть) Казмунайгаз и Минэнерго РК, что полиэтилен стоит 1600-1800 долларов за тонну. Эти цифры представили премьер-министру и президенту Казахстана. И продолжают презентовать на отраслевых форумах и конференциях.
Вторая таблица с историческими среднегодовыми ценами на полиэтилен за последние 10 лет в США, Европе и Азии. Цены 1800 долларов за тонну даже близко нет.
This media is not supported in your browser
VIEW IN TELEGRAM
По поручению премьер-министра...