ENERGY ANALYTICS

🛢️ Мұнай-газ саласындағы халықаралық стандарттар 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. 📄API (American Petroleum Institute) - құбырлар, клапандар, бұрғылау жабдықтарына қойылатын техникалық талаптар мен сынақ әдістемелерін белгілейтін халықаралық норма. 📄ASME (American Society of Mechanical Engineers) - механикалық жабдықтар мен қысыммен жұмыс істейтін құрылғыларға арналған инженерлік стандарттар жүйесі. ✅ Артықшылықтары: ▫️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. 🎙 Данияр Мәукеновпен подкастымызда дәл осы тақырыпты ашуға тырыстық: стандарттар ерекшеліктері, қазақстандық компаниялар тап болатын мәселелер және оларды енгізу арқылы сапаны қалай жақсартуға болатыны туралы сөйледік. ➡️ Толық нұсқасын көру үшін сілтемені басыңыз. 🛢️  https://t.me/EnergyAnalytics

📊 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://t.me/EnergyAnalytics

🔔 Впервые: обучение по стандарту SPE-PRMS в формате 1-дневного интенсива 11 сентября (пятница) | город Астана, оффлайн  Это первый модуль в новом формате курсов Energy Analytics: короткие программы по отдельным темам SPE-PRMS. Будет однодневный ознакомительный формат - более легкая версия по сравнению с нашим стандартным двухдневным интенсивом. Открываем набор на курс. При ранней регистрации до 20 августа действует скидка. 📌 Почему это важно прямо сейчас? SPE-PRMS - это глобальный стандарт, на который почти перешли все крупнейшие международные компании, инвесторы и финансовые институты. Они требуют его применения от партнеров и контрагентов. Казахстанские компании сталкиваются с этим все чаще: при привлечении финансирования, сделках M&A, работе с иностранными инвесторами и регуляторами. ❗️ Главная проблема: внутри большинства компаний нет специалистов, которые хотя бы на базовом уровне понимают логику этого стандарта. Базовое знакомство с ним снижает зависимость от внешних консультантов и помогает говорить с инвесторами на одном языке. ✅ Что вы освоите за 1 день: 🟦базовые принципы классификации запасов по SPE-PRMS 🟦ключевые отличия от других стандартов оценки 🟦оценка геологических запасов (STOIIP/GIIP) объемным методом (volumetrics); 🟦оценка технически извлекаемых запасов с использованием анализа кривых снижения добычи (DCA), материального баланса и других методов 🟦типичные ошибки и на что обращают внимание инвесторы и регуляторы Кому подойдет курс? 👷 Геологам, инженерам-разработчикам, геофизикам 📊 Финансистам, экономистам, инвестиционным аналитикам ⚖️ Юристам, для работы со сделками, залогами, спорами 📰 Аналитикам нефтегазового рынка 🏢 Руководителям проектов и департаментов 💼 Собственникам и акционерам нефтегазовых активов Инвестиция в этот курс - это инвестиция в конкурентоспособность вашей компании. 👆 Для регистрации заполните форму 👉 здесь 🛢️ https://t.me/EnergyAnalytics

📊 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://t.me/EnergyAnalytics

🧳 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://t.me/EnergyAnalytics

🇰🇿 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://t.me/EnergyAnalytics

🔥 Атырау облысында мұнай-газ химиясы кластері қарқынды дамып келеді. Соңғы жылдары жаңа зауыттар салынып, өндірістер іске қосылуда. Бұл дегеніміз - жаңа жұмыс орындары, жаңа инвестициялар және ел экономикасының дамуына серпін беретін маңызды бағыт. 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. 📹 Толық нұсқасы ⏩ сілтеме арқылы қолжетімді ↖️ 🛢️ https://t.me/EnergyAnalytics

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://t.me/EnergyAnalytics

⛏ 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://t.me/EnergyAnalytics

🛢️ Қазақстанда жергілікті қамту көрсеткіштері жыл сайын артып келеді. Әсіресе бұл үрдіс Теңіз, Қашаған және Қарашығанақ сияқты ірі халықаралық жобаларда айқын байқалады. 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. ⛓ Толық шығарылымға сілтеме — осында. 🛢️ https://t.me/EnergyAnalytics

🇷🇺 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://t.me/EnergyAnalytics