ENERGY ANALYTICS

🇳🇴 Норвежский ответ на вопрос: «Где наш план бурения?» Канал PACE очень точно описал парадокс Казахстана: добычу прогнозируем, отчетность подводим, стратегии пишем – а вот планов бурения по стране как не было, так и нет. Ни по компаниям, ни по регионам. Чтобы понять, насколько это ненормально, достаточно открыть сайт Norwegian Petroleum Directorate (NPD). Как это делает Норвегия У NPD с 1965 года каждая разведочная скважина живет в открытой, удобной витрине на базе Tableau: 🔵общий счетчик всех разведочных скважин; 🔵отдельный счетчик wildcat и appraisal; 🔵разбивка по морям: North Sea, Norwegian Sea, Barents Sea; 🔵интерактивный таймлайн: сколько скважин пробурено в каждый год; 🔵карта, где по годам можно смотреть точки бурения; 🔵для каждого года – коэффициент открытий (discovery rate), число discovery и dry wells. Вся эта красота – публичная, крутится в браузере, и в один клик выгружается в формате PNG, PDF, PPT. Любой студент, инвестор или журналист за пять минут понимает, куда двигалась геологоразведка страны последние 60 лет. Это не «инновация». Это просто нормальная работа регулятора зрелой нефтяной юрисдикции. А что у нас? В Казахстане мы десятилетиями «строим» что-то подобное. Итог: нет единой, доступной статистики по разведочному бурению; нет публичного таймлайна по скважинам; нет карты, которая честно показывает, где реально ведется поисковое бурение, а где только красивые презентации. При этом у нас есть Национальная геологическая служба, которая, судя по текущей практике, все больше превращается в промежуточное звено по оказанию тренинг-услуг недропользователям (моделирование tNav и т.п.), а не в центр открытой геологической информации для страны. Именно такие витрины данных, как у NPD, должны быть их основной витриной компетенции: публичный учет всех разведочных скважин, прозрачная статистика по открытиям и промахам, удобный интерфейс для рынка. Зачем это вообще нужно? Публичный план и фактическая статистика бурения - это: 📎индикатор реальной геологоразведки, а не презентаций; 📎честный ответ, насколько мы завязаны на пару гигантов и сколько бурим по остальной стране; 📎база для прогнозов добычи на 10+ лет; 📎минимальное условие, чтобы крупный инвестор воспринимал юрисдикцию всерьез. Норвежский пример показывает: все это можно собрать в одном простом дашборде и выложить в открытый доступ. То, что у нас до сих пор этого нет, - не техническая проблема. Это симптом отношения к геологоразведке как к чему-то, что лучше не показывать, чтобы потом не объяснять результаты. А без честной картинки по бурению нового цикла открытий у страны не будет - как бы красиво это ни звучало в стратегиях. 🔵https://t.me/EnergyAnalytics

Полностью согласен с коллегой: вопрос виз - это не про «удобство путешествий». Это про скорость движения капитала и реальную способность страны привлекать инвестиции. Личный пример. Несмотря на то что я много лет летаю в Европу 2–3 раза в год, сейчас оформление визы для некоторых стран в Шенген занимает более трех недель. При этом паспорт на все это время забирают. Итог - уже второе мероприятие в Европе вынужден пропускать просто из-за сроков рассмотрения, хотя осень - пик деловой активности. Для сравнения: 🇺🇸 виза в США в основном выдается на 10 лет, 🇦🇪, 🇸🇬, 🇶🇦 и ряд других стран - 30 дней и более, иногда по прилету, а у Азербайджана с ЕС - уже давно упрощенный режим. И вот что важно: раньше мы думали, что это проблема лишь со стороны Европы. Однако пример Азербайджана показывает, что можно добиться другого - если есть дипломатическая настойчивость и фокус на результате. Если соседняя страна смогла пролоббировать ускоренные процедуры, удешевление виз и льготы еще 10 лет назад, это означает, что вопрос упирается не только в Брюссель, но и в эффективность наших собственных дипломатических усилий. Мы говорим о привлечении европейского капитала, о диверсификации инвесторской базы - но без элементарной легкости визового режима это невозможно. Инвестор не поедет туда, где вход закрыт бюрократией. Предприниматель не будет ждать. Деловая активность требует скорости. Казахстан обладает куда более значимым для ЕС товарооборотом - нефть (#1 по экспорту), металлы, уран, критические минералы. Но этот стратегический ресурс пока так и не конвертирован в шенгенские преимущества для наших граждан. Если мы хотим реального роста инвестиций - нужно начинать именно с этого. И да, вопрос к дипломатам здесь вполне прямой: когда будет прогресс?

⚠️Кто вы, Mr. Магомед Имадов? Помните поправки в Кодекс "О недрах", согласно которым по малоизученным участкам можно переходить на заключение контракта на недропользование без конкурса благодаря геологическому изучению недр (ГИН)? В принципе я сторонник таких либеральных мер (пусть лучше частники изучают участки, вдруг найдут большую нефть). Все равно есть единый Модельный контракт, где одинаково прописаны условия для всех (частник, нацкомпания, западные инвесторы). Но когда опубликовалисписок компаний, которым даны участки на ГИН - я был шокирован. ‼️ 18 из 35 компаний принадлежат Магомеду Имадову. Даже КМГ и QazaqGazне могут себе позволить подобное. А ему еще принадлежит десяток компаний по твердо-полезным ископаемым(по базе kompra.kz). В интернете про Магомедова особо ничего неизвестно, кроме того, что разрабатывает нефтегазовое месторождение Mangyshlak Petroleum с родным братом Ахметжана Есимова, имеет отношение к Культурному центру Дагестана в городе Астана. Сейчас поправки в Кодекс находятся в Сенате. Главное - чтобы не дали возможность переходить на заключение прямых контрактов на недропользование по уже выданным и недействительным участкам ГИН. Так будет справедливо и честно в отношении других игроков на рынке. @NRG_monitor

Лобби ГИНов - продолжение истории Вы ведь понимаете, что лобби для одной узкой группы заканчивается лобби тем, что другие захотят для себя того же? Что это за узкая группа - это вот те компании-обладатели ГИН, согласно, поправке в Кодекс о недрах: «Обладатели права недропользования по …лицензиям на геологическое изучение недр, выданным до 1 января 2025 года, границы участков недр которых полностью находятся на территории участков недр, расположенных в пределахмалоизученных территорий» Не задавались вопросом почему до истекшего 1 января 2025 года? Почему ретроспективно? Почему не по всем ГИНам, а только по тем, которые сейчас на руках - где-то 12-15 штук. Это доказывает именно лоббирование. Напомним, не эксклюзивная лицензия на ГИН выдается без привязки к видам и группам полезных ископаемых. Она, по сути, на геологическую деятельность для получения предварительной информации в результате работ. На этом фоне лоббирования проснулись дельцы понабрать новые лицензии на ГИН и пролоббировать дальше: - приоритет на переход к разведке УВС, просто отодвинув дату в будущем с 1 января 2025 года на, скажем, 2027 года. Почему бы и нет, лазейку ведь прорубили; - приоритет на переход к разведке ТПИ, просто набрав лицензии на ГИН и прорубив для ТПИшников аналогичный приоритет. Вот так мааааленька лазейка превращается в огромный канал возможностей для нового витка интересных дел. Эту поправку по переходу с ГИН на разведку нельзя вообще принимать, ни в какой форме, ни в переходной части, ни со сроками, никак. Она вообще не должна существовать.

🧳Борьба за Кашаган В начале 2000-х Кашаган был главным нефтяным призом эпохи. На конкурс операторства вышли ведущие мировые супермейджоры: • ExxonMobil: ~2,7 млн б/с, капитализация ~$280 млрд • Shell: ~2,2 млн б/с, ~$200 млрд • BP/Statoil: ~2,7 млн б/с суммарно, ~$185 млрд • Total: ~1,4 млн б/с, ~$115 млрд • Eni: ~0,7 млн б/с, ~$50 млрд Несмотря на разницу в масштабе, оператором стала Eni. Изначально проект Кашагана планировался на ~$10 млрд с вводом в 2005 году. Фактический результат - около $60 млрд и старт в 2016 году. Это один из крупнейших перерасходов и задержек в истории мировой нефтегазовой индустрии. Когда компания получила операторство, рынок поверил в ее возможности: капитализация выросла с $51 млрд до $132 млрд к 2008 году. Но проект оказался намного сложнее ожиданий - технически, финансово, организационно. В 2008 году, из-за многолетних задержек и кратного превышения бюджета, компания лишилась операторства. Управление проектом было передано консорциуму в формате совместного операторства. После этого капитализация компании снизилась до ~$55 млрд и спустя годы колеблется у отметки ~$57 млрд. На этом фоне у другого претендента Exxon траектория противоположная: $122 млрд → $507 млрд (1996–2025) - рост через кризисы, сланцевую революцию, СПГ, Guyana и Permian. 🔵Уроки 2000-х для решений 2020-х Сегодня Казахстан снова обсуждает масштабные задачи по Кашагану: развитие западной зоны, новые ГПЗ, инфраструктура, и цель выйти на 700 тыс. б/с к 2031 году. Вопрос уже не звучит так, как 25 лет назад: кого выбрать, а кого нет? Теперь вопрос другой: кто способен выдержать мегапроект уровня Кашагана - технически, финансово и по развитию местного сожержание? Потому что опыт говорит сам за себя: • Технологически сложнейший морской проект. • Гигантские колебания в затратах. • Высокие требования к безопасности, экологию, высокому давлению. • Необходимость глубокой локализации и развитию местных специалистов. Кроме того, Казахстан уже имеет огромный опыт взаимодействия с операторами двух других гигантов - Тенгиза и Карачаганакa. Этот опыт должен быть учтен: различия в дисциплине исполнения, в управленческих системах, в подходе к локализации, эффективности затрат и сроков. ⚡Стратегический вывод Кашаган показал простую вещь: мегапроекты требуют партнеров не по обещаниям, а по: • масштабу капитала, • глубине технологий, • управленческой дисциплине, • способности работать в долгую в Казахстане, • умении развивать местное содержание и местные кадры. Сейчас позиция государства прагматична: если действующие партнеры не готовы инвестировать - появятся те, кто готов. И надеемся, Казахстан выберет иначе - и выберет в долгую. 🔵https://t.me/EnergyAnalytics

Факт. Независимый директор АО «Интергаз Центральная Азия» Олжас Тлеухабылулы избран независимым директором АО «Казахтелеком». Комментарий. Как сообщила компания на Казахстанскую фондовую биржу KASE, решение принято советом директоров «Казахтелекома» 14 ноября. На сайте «Интергаз Центральная Азия» Олжас Тлеухабылулы представлен как «специалист в газовой отрасли, с опытом работы на флагманских нефтегазовых активах в Норвегии, Украине, Италии, Казахстане. Основные компетенции включают моделирование систем «пласт-флюид-наземные сети», экономическое моделирование инвест-проектов». 📌 Олжас выпускник КБТУ по специальности «Нефтегазовое дело», магистратуры Imperial College London по специальности «Нефтегазовый инжиниринг», Оксфордского университета со степенью MBA. В разные годы работал инженером-разработчиком в КПО, старшим инженером-разработчиком в Eni и Shell, директором департамента коммерческого планирования в Naftogaz (Украина), с 2023 года - консультантом Boston Consulting Group. Одновременно он возглавляет ЧК «EX CAPITAL LTD». #кадры Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ

13–14 ноября команда Energy Analytics провели курс «Оценка запасов нефти и газа по системе SPE-PRMS» в городе Астана. В течение двух дней участники интенсивно изучали основы классификации и стандартизации запасов, экономические расчёты, элементы геологии и геофизики, а также выполняли практические задания, закрепляя полученные знания на реальных примерах. Курс прошел продуктивно: эксперты нефтегазовой отрасли активно включались в обсуждения, задавали глубокие вопросы и показывали высокий уровень заинтересованности в теме. Следующий поток курса запланирован на первый квартал 2026 года. Актуальная информация будет опубликована на нашей странице. Если вы хотите провести этот курс для вашей организации в декабре, просим написать нам [email protected] или в direct канала. При наличии достаточного количества заявок мы готовы организовать отдельный специальный поток. Благодарим всех участников за вовлечённость, профессионализм и доверие! 🔵https://t.me/EnergyAnalytics

🧭Впервые за многие годы IEA в прогнозе World Energy Outlook 2025 фактически отказалось от прежней идеи «быстрого пика» нефти и газа. Новая модель предполагает рост спроса на углеводороды до 2050 года, что полностью соответствует исторической зависимости «мировое население → глобальная энергия». 📈Ключевые положения обновленного подхода: • Энергопотребление растет линейно вместе с населением, без быстрого плато. • Спрос на энергию к 2050 г. превышает 215 000 TWh. • Доля ископаемых источников остается доминирующей: снижение всего с 86% до ~78%. • Рост солнечной и ветровой генерации продолжается, но не достигает структурного масштаба для вытеснения нефти и газа. • Атомная энергетика возвращается в стратегические планы многих стран. 🌍2023–2024 годы подтвердили тренд: — рекордный мировой спрос на нефть (данные IEA), — рост потребления газа минимум до середины 2030-х, — восстановление угля, — замедление темпов установки ВИЭ, — дефицит базовой мощности и рост инвестиций в традиционную энергетику. 📘IEA WEO-2025: • нефть - рост до 113 млн б/с к 2050 г. при текущей политике, • газ - долгосрочный рост и последующая высокая полка, • атом - увеличение мощностей на 39% к 2035 г. и возможное удвоение к 2050 г., • тезис о «пике нефти» официально пересматривается. 🛢Прогноз по нефти с учетом демографии: Добавление в среднем +0,8 млн б/с ежегодно ведёт к росту потребления: — с 4530 мтнэ в 2023 г. — до 5606 мтнэ в 2050 г. (+19% или эквивалент +22 млн б/с). 📌Главный вывод: Глобальная энергетика движется не к резкой трансформации, а к медленной эволюции, где углеводороды сохраняют системообразующую роль. 📱https://t.me/EnergyAnalytics

⬇️Факт. На сегодняшний день в Казахстане действуют 15 разведочных контрактов на нефть и газ. Комментарий. Вице-министр энергетики Кайырхан Туткышбаев привёл следующие данные по состоянию на 1 октября: ▪️ общее количество контрактов на недропользование по углеводородам – 324, ▪️ из них на разведку – 15, разведку и добычу – 170, добычу – 131, СРП – 8. ▪️ объем инвестиций в геологоразведку в январе-сентябре – 80 млрд тенге. В 2023 и 2024 гг. в геологоразведку недропользователями инвестировано порядка 150 млрд тенге и 160 млрд тенге соответственно. В этом году, судя по результатам 9 месяцев, заметно отставание. Однако министерство уверено, что «до конца текущего года инвестиции в геологоразведку ожидаются не менее уровня предыдущих лет». 📌 В целях стимулирования геологоразведки инициирован ряд важных законодательных поправок, среди которых: 🔵Возможность углубления добычных участков с сохранением текущих границ территорий, что послужит стимулом для поиска новых залежей. Текущим законодательством углубление добычного участка возможно через электронный аукцион, что не гарантирует доступ к залежам действующему недропользователю 🔵В рамках прошлогоднего указа президента РК «О либерализации экономики» предложено ограничить 3-хлетним периодом нацкомпании на приоритетную резервацию участков недр, что повысит развитие конкуренции, привлечет потенциальных инвесторов и ускорит вовлечение участков в разведку и последующую промышленную добычу. 🔵В целях стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов, таких как тяжелая и сланцевая нефти, расширены критерии отнесения к разработке сложных проектов. Для разработки подобных месторождений требуются дорогостоящие технологии и специальные экономические условия. Принятие поправок позволит вовлечь и запустить в среднесрочной перспективе ряд месторождений (Сарыбулак (тяжелая нефть) в Восточно-Казахстанской обл. и Карагансайский участок (сланцевая нефть) в Кызылординской обл.) с суммарными извлекаемыми запасами нефти по категории АВС1 + С2 в объеме 18,7 млн тонн. Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ

Повышен порог возмещения затрат производителей на международную сертификацию Благодаря совместной работе IMBC(Международный центр развития нефтегазового машиностроения) с Министерством промышленности и строительства и Министерством энергетики увеличен порог возмещения затрат отечественных производителей на прохождение международной сертификации с 3000 МРП до 15000 МРП с общим бюджетом более 2 млрд тенге: ➡️ принят Приказ “О внесении изменений в приказ исполняющего обязанности Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 15 июня 2022 года № 342 “Об утверждении Правил оказания мер государственного стимулирования промышленности, направленных на продвижение отечественных обработанных товаров, работ и услуг на внутренний рынок”. Реализация данных изменений позволит отечественным производителям возместить расходы до 60 млн тенге, что снизит финансовую нагрузку и риски, связанные с прохождением международной сертификации. Оператором данной меры господдержки являтеся АО “Казахстанский центр индустрии и экспорта “QazIndustry”, в этой связи заинтересованные отечественные производители могут обратиться в QazIndustry

📊 Согласно исследованиюRystad Energy, в период 2025–2030 гг. крупнейшие мировые нефтегазовые компании получат один из своих крупнейших свободных денежных потоков именно из казахстанских проектов. 💰Тенгиз - главный источник доходов для Chevron → прогнозируемый свободный денежный поток: $28 млрд → второй по значимости актив ExxonMobil в мире: $14 млрд → срок лицензии ТШО - до 2033 года; обсуждается ее продление, что еще больше повысит ценность актива для компании. 🟡Кашаган - ключевой денежный актив для Eni, TotalEnergies и Shell → по $5 млрд свободного потока каждая компания получит до 2030 года → для Eni Кашаган и Карачаганак занимают первые места по запасам и доходности (лицензии действуют до 2041 и 2037 гг. соответственно). Это объясняет, почему итальянская компания вряд ли покинет регион — слишком велика концентрация стратегических активов. 📈 Таким образом, 20–25% доказанных мировых запасов нефти Chevron и Eni сосредоточены в Казахстане, что делает страну опорным звеном их глобальной стратегии. 🧭Стратегическое окно для Казахстана Казахстан располагает тремя крупнейшими активами региона — Тенгизом, Кашаганом и Карачаганаком. И по запасам, и по денежному потоку — это ядро портфелей Chevron, Eni, Shell, TotalEnergies и ExxonMobil. ➡️ Это создаёт уникальный переговорный рычаг в предстоящих дискуссиях о продлении сроков действия лицензий. ➡️ Продление контрактов при сохранении сбалансированных фискальных условий может стать ключом к устойчивому притоку инвестиций в нефтегазовый сектор до 2040-х годов. В недавнем опросе 1000 из 1600 участников выбрали Chevron как самого надежного партнера для продления лицензий. В антирейтинге: • Лукойл - 38% • Eni - 26% • CNPC - 23% Санкции против «Роснефти» и «Лукойла», затронувшие десятки дочерних структур, лишь усилили восприятие этих рисков. Особенно в контексте проекта Каламкас-Хазар, где доля «Лукойла» - 50%, и это может поставить под угрозу запланированное FID на $6,4 млрд в 2025 году. 🛢КазМунайГаз: прибыль только за счет трех мегапроектов КМГ остается прибыльным исключительно благодаря дивидендам от трех гигантов - Тенгиза, Кашагана и Карачаганака, тогда как собственная добыча компании едва держится в плюсе. Об этом прямо заявил советник премьер-министра Казахстана Алишер Кожасбаев: 🟠«За последние 10 лет общая нефтедобыча выросла на 10%. Но если убрать трёх гигантов и оставить только чисто казахстанские компании, то добыча упала на 35%.» Эти слова наглядно демонстрируют, насколько критична роль трех мега-проектов - не только для иностранных инвесторов, но и для финансовой устойчивости национальной экономики и КМГ. 🔑Вывод Казахстан остается стратегическим ядром портфелей крупнейших нефтегазовых компаний мира. Главные месторождения региона обеспечивают и долгосрочные запасы, и высокую прибыльность, а значит - Chevron, Eni, Shell и TotalEnergies будут попытатся оставаться и инвестировать дальше. Теперь все зависит от того, насколько грамотно Казахстан использует этот потенциал - при продлении контрактов, формировании налоговой политики и развитии нефтегазопереработки. 📱https://t.me/EnergyAnalytics

📊 Производство за 9 мес. 2025г.: где находится КМГ среди глобальных нефтегазовых компаний Итоги первых 9 месяцев 2025 года показывают: мировая добыча нефти и газа растёт. Почти все крупные игроки — ExxonMobil, Chevron, Petrobras, Shell, TotalEnergies, bp, Equinor — сообщили об увеличении объёмов по сравнению с прошлым годом (2024г.). За этим стоят масштабные проекты и сделки, изменившие баланс отрасли: • ExxonMobil 🇺🇸 — рост благодаря новым мощностям в Гайане (Stabroek) и расширению добычи в Permian Basin. • Chevron 🇺🇸 — прибавка после поглощения Hess, что принесло долю в гайанских активах. • Petrobras 🇧🇷 — запуск новых FPSO на Mero и Búzios в бразильском пресалтовом бассейне. • Equinor 🇳🇴 — увеличение добычи благодаря Johan Sverdrup и запуску Johan Castberg в Норвегии. На этом фоне KazMunayGas (KMG) демонстрирует умеренный, но устойчивый рост. По итогам девяти месяцев 2025 года добыча осталась примерно на уровне прошлого года, с небольшим увеличением. Главный вклад пришёл от Tengizchevroil, где продолжается постепенный рост добычи. Также стабилизировалась работа Карачаганакского месторождения после прошлогодних ограничений на переработке газа в Оренбурге. Однако рост добычи не всегда означает рост доходов. Даже при увеличении объёмов Equinor зафиксировала снижение чистой прибыли из-за ценовой конъюнктуры и обесценения активов. Похожая тенденция наблюдается и у других компаний. 📍А как будет в случае КМГ? Отразится ли рост добычи на доходах компании — или ключевую роль сыграет структура портфеля, диверсификация и рыночная среда? 🤔 📱https://t.me/EnergyAnalytics