История по четвергам: советские энергостратегии
На прошлой неделе новый министр энергетики Сергей Цивилев заявил о желании разработать Стратегию до 2100 г., включив в неё «лучшие практики, наработанные в Кузбассе». Это амбициозная задача, ведь Минэнерго уже третий год пытается подготовить апдейт Энергостратегии до 2035 г. Утвержденный в середине 2020 г. документ устарел до официальной публикации из-за неучета влияния пандемии коронавируса на энергетический сектор. С началом СВО и введением США и странами ЕС антироссийских санкций эта Стратегия окончательно ушла в историю.
Как разрабатывали программные документы в СССР? Обычно в качестве советского опыта вспоминают план ГОЭЛРО, разработка которого началась ещё до революции, а реализовывали – царские инженеры и ученые. Этот план был детально проработан, а подробные планы – по вводу мощностей, схемам топливообеспечения и т.д. – были доступны публично. В 1960-80-х гг. в СССР регулярно разрабатывались среднесрочные программы развития ТЭК (в рамках 5-летних планов) и более долгосрочные прогнозы. В 1984 г. ЦК КПСС принял Основные положения государственной энергетической программы (ГЭП) СССР, ставшей прообразом современных энергостратегий. ГЭП содержала индикативы по основным показателям ТЭК, но основное внимание уделялось качественным показателям: увеличению скорости бурения скважин и строительству новых установок на НПЗ. Такой выбор оказался правильным - план по добыче все равно оказался не выполнен.
А строить прогнозы по качественным показателям легче и приятнее. Тем более до 2100 г.
#Энергостратегия #ThrowbackThursday
На прошлой неделе новый министр энергетики Сергей Цивилев заявил о желании разработать Стратегию до 2100 г., включив в неё «лучшие практики, наработанные в Кузбассе». Это амбициозная задача, ведь Минэнерго уже третий год пытается подготовить апдейт Энергостратегии до 2035 г. Утвержденный в середине 2020 г. документ устарел до официальной публикации из-за неучета влияния пандемии коронавируса на энергетический сектор. С началом СВО и введением США и странами ЕС антироссийских санкций эта Стратегия окончательно ушла в историю.
Как разрабатывали программные документы в СССР? Обычно в качестве советского опыта вспоминают план ГОЭЛРО, разработка которого началась ещё до революции, а реализовывали – царские инженеры и ученые. Этот план был детально проработан, а подробные планы – по вводу мощностей, схемам топливообеспечения и т.д. – были доступны публично. В 1960-80-х гг. в СССР регулярно разрабатывались среднесрочные программы развития ТЭК (в рамках 5-летних планов) и более долгосрочные прогнозы. В 1984 г. ЦК КПСС принял Основные положения государственной энергетической программы (ГЭП) СССР, ставшей прообразом современных энергостратегий. ГЭП содержала индикативы по основным показателям ТЭК, но основное внимание уделялось качественным показателям: увеличению скорости бурения скважин и строительству новых установок на НПЗ. Такой выбор оказался правильным - план по добыче все равно оказался не выполнен.
А строить прогнозы по качественным показателям легче и приятнее. Тем более до 2100 г.
#Энергостратегия #ThrowbackThursday
История по четвергам: возвращение в Краснодар
В 2023 г. в России планировали ввести в эксплуатацию 5 установок гидрокрекинга. План не был выполнен, лишь на заводе «Новатэка» в Усть-Луге была запущена установка мощностью 1 млн т. «Сдвиг вправо» уже стал обычной практикой для российских НПЗ – даже «Новатэк», обычно идущий "с опережением", несколько раз переносил сроки ввода: изначально установку в Усть-Луге планировалось запустить еще в 2019 г.
Лидер рейтинга – «Роснефть», планировавшая ввести в 2023 г. сразу 8 установок (включая 3 гидрокрекинга), очень часто прибегает к этой практике. Среди наиболее известных примеров – Туапсинский НПЗ, где модернизация должна была завершиться к 2018 г. Но установки вторичной переработки до сих пор не введены в строй, хотя, например, реакторы гидрокрекинга, который должен был стать самым большим в стране, были доставлены на площадку еще в 2012 г. За это время SOCAR уже построила новый НПЗ Star в Турции.
5-й гидрокрекинг мощностью 2,5 млн т должен был ввести Афипский НПЗ, но – работы пока что продолжаются, запуск перенесен на 2025 г. Этот НПЗ интересен не только затянувшей модернизацией, но и тем, что – после присоединения соседнего Краснодарского НПЗ – официально получил статус самого старого НПЗ в России.
В начале XX века переработка нефти осуществлялась в основном в районе Баку, в Батуми, на Грозненских нефтепромыслах, а также в районе Краснодара. К концу 1980-х гг. «Грознефтеоргсинтез» (ГрозНОС) остался в Топ-10 советских НПЗ (6-е в Союзе, 4-е в России по первичной переработке), тогда как завод в Краснодаре заметно уступал новым гигантам. Но военные действия в 1990-е гг. привели к полному разрушению ГрозНОС. И сейчас Афипский-Краснодарский НПЗ – самый старый действующий нефтеперегонный завод России.
#ThrowbackThursday #КраснодарскийНПЗ #Инвестиции
В 2023 г. в России планировали ввести в эксплуатацию 5 установок гидрокрекинга. План не был выполнен, лишь на заводе «Новатэка» в Усть-Луге была запущена установка мощностью 1 млн т. «Сдвиг вправо» уже стал обычной практикой для российских НПЗ – даже «Новатэк», обычно идущий "с опережением", несколько раз переносил сроки ввода: изначально установку в Усть-Луге планировалось запустить еще в 2019 г.
Лидер рейтинга – «Роснефть», планировавшая ввести в 2023 г. сразу 8 установок (включая 3 гидрокрекинга), очень часто прибегает к этой практике. Среди наиболее известных примеров – Туапсинский НПЗ, где модернизация должна была завершиться к 2018 г. Но установки вторичной переработки до сих пор не введены в строй, хотя, например, реакторы гидрокрекинга, который должен был стать самым большим в стране, были доставлены на площадку еще в 2012 г. За это время SOCAR уже построила новый НПЗ Star в Турции.
5-й гидрокрекинг мощностью 2,5 млн т должен был ввести Афипский НПЗ, но – работы пока что продолжаются, запуск перенесен на 2025 г. Этот НПЗ интересен не только затянувшей модернизацией, но и тем, что – после присоединения соседнего Краснодарского НПЗ – официально получил статус самого старого НПЗ в России.
В начале XX века переработка нефти осуществлялась в основном в районе Баку, в Батуми, на Грозненских нефтепромыслах, а также в районе Краснодара. К концу 1980-х гг. «Грознефтеоргсинтез» (ГрозНОС) остался в Топ-10 советских НПЗ (6-е в Союзе, 4-е в России по первичной переработке), тогда как завод в Краснодаре заметно уступал новым гигантам. Но военные действия в 1990-е гг. привели к полному разрушению ГрозНОС. И сейчас Афипский-Краснодарский НПЗ – самый старый действующий нефтеперегонный завод России.
#ThrowbackThursday #КраснодарскийНПЗ #Инвестиции
История по четвергам: наследие 1994 г.
В 1994 г. в российской нефтяной отрасли стартовая «большая приватизация». Кто-то – как созданный в 1991 г. «Лукойл» и в 1993 г. «Сургутнефтегаз» – подошел к этому рубежу подготовленным. Какие-то из компаний создавались «на ходу»: в мае 1994 г. были созданы «Сиданко» и Восточная НК, а вчера исполнилось 30 лет с даты основания «ОНАКО», Оренбургской нефтяной компании. За этими компаниями последовали «КомиТЭК», «Сибнефть», Тюменская НК и др. Большинство из них были созданы на основе активов «Роснефти», к концу 1990-х гг. превратившейся в небольшое предприятие с проблемными добычными активами на Юге и Дальнем Востоке и парой устаревших НПЗ.
Но такая ситуация продлилась недолго. В 2000-х гг. начался процесс консолидации и уже к середине прошлого десятилетия нефтяной сектор вернулся в 1993 г. с «большой» «Роснефтью» в окружении «Лукойла», «Сургутнефтегаза» и «Татнефти». Удивительно, но небольшая фора оказалась важной даже на длинной дистанции: гранды из 1993 г. – "Лукойл" и "Сургутнефтегаз" – смогли сохранить влияние и активы в отличие от "новичков" из 1994-95 гг. Ведь сейчас даже работающие в нефтяных компаниях аналитики не сразу вспомнят об ОНАКО, СИДАНКО и "Коми ТЭК", хотя в 1994 г. создание этих компаний кардинально изменило отраслевой ландшафт.
#ThrowbackThursday #Приватизация #Нефтедобыча
В 1994 г. в российской нефтяной отрасли стартовая «большая приватизация». Кто-то – как созданный в 1991 г. «Лукойл» и в 1993 г. «Сургутнефтегаз» – подошел к этому рубежу подготовленным. Какие-то из компаний создавались «на ходу»: в мае 1994 г. были созданы «Сиданко» и Восточная НК, а вчера исполнилось 30 лет с даты основания «ОНАКО», Оренбургской нефтяной компании. За этими компаниями последовали «КомиТЭК», «Сибнефть», Тюменская НК и др. Большинство из них были созданы на основе активов «Роснефти», к концу 1990-х гг. превратившейся в небольшое предприятие с проблемными добычными активами на Юге и Дальнем Востоке и парой устаревших НПЗ.
Но такая ситуация продлилась недолго. В 2000-х гг. начался процесс консолидации и уже к середине прошлого десятилетия нефтяной сектор вернулся в 1993 г. с «большой» «Роснефтью» в окружении «Лукойла», «Сургутнефтегаза» и «Татнефти». Удивительно, но небольшая фора оказалась важной даже на длинной дистанции: гранды из 1993 г. – "Лукойл" и "Сургутнефтегаз" – смогли сохранить влияние и активы в отличие от "новичков" из 1994-95 гг. Ведь сейчас даже работающие в нефтяных компаниях аналитики не сразу вспомнят об ОНАКО, СИДАНКО и "Коми ТЭК", хотя в 1994 г. создание этих компаний кардинально изменило отраслевой ландшафт.
#ThrowbackThursday #Приватизация #Нефтедобыча
История по четвергам: куда инвестируют нефтяники?
По данным Росстата инвестиции в добычу нефти и газа в России в 1К2024 выросли на 20,7% г/г, до 706 млрд руб. Рост был связан с эффектом низкой базы (-11,2% г/г в 1К2023) и высоким авансированием под проведение работ летом. Темпы роста капиталовложений выше 20% г/г в I квартале не так уж и редки для российской нефтедобычи: в 1К2022, например, инвестиции выросли на 25,7% г/г и основную роль также играл эффект низкой базы.
Особенность 2024 г. - низкая динамика показателя, традиционно выступающего в роли "прокси" для инвестиций в российскую нефтедобычу: проходка в эксплуатационном бурении в 1К2024 упала на 0,7% г/г, до 6,78 млн м. За счет чего же могли вырасти капиталовложения? Например, за счет промстроительства, связанного со строительством и заканчиванием скважин, др. Какой была структура капвложений в предыдущий инвестиционный пик, в конце 1980-х гг.?
В 1988 г. на эксплуатационное бурение приходилось 47% всех инвестиций в секторе, на оборудование - 15%, на промышленное строительство - 32%. Наиболее высокой доля промстроительства была в Западной Сибири (35%): в 1980-х гг. значительные средства уходили на обустройство новых месторождений, тогда как на старых месторождениях Юга и Северо-Запада на стройку приходилось менее 10% всех инвестиций. А какие месторождения сейчас могут формировать спрос на большую стройку?
#ThrowbackThursday #Инвестиции #Нефтедобыча
По данным Росстата инвестиции в добычу нефти и газа в России в 1К2024 выросли на 20,7% г/г, до 706 млрд руб. Рост был связан с эффектом низкой базы (-11,2% г/г в 1К2023) и высоким авансированием под проведение работ летом. Темпы роста капиталовложений выше 20% г/г в I квартале не так уж и редки для российской нефтедобычи: в 1К2022, например, инвестиции выросли на 25,7% г/г и основную роль также играл эффект низкой базы.
Особенность 2024 г. - низкая динамика показателя, традиционно выступающего в роли "прокси" для инвестиций в российскую нефтедобычу: проходка в эксплуатационном бурении в 1К2024 упала на 0,7% г/г, до 6,78 млн м. За счет чего же могли вырасти капиталовложения? Например, за счет промстроительства, связанного со строительством и заканчиванием скважин, др. Какой была структура капвложений в предыдущий инвестиционный пик, в конце 1980-х гг.?
В 1988 г. на эксплуатационное бурение приходилось 47% всех инвестиций в секторе, на оборудование - 15%, на промышленное строительство - 32%. Наиболее высокой доля промстроительства была в Западной Сибири (35%): в 1980-х гг. значительные средства уходили на обустройство новых месторождений, тогда как на старых месторождениях Юга и Северо-Запада на стройку приходилось менее 10% всех инвестиций. А какие месторождения сейчас могут формировать спрос на большую стройку?
#ThrowbackThursday #Инвестиции #Нефтедобыча
Кофе и бензин
Какая западная компания не продала свои активы в российской нефтедобыче в 2022 г. и до сих пор добывает (и экспортирует) нефть из РФ?
История по четвергам. Добыча нефти западными компаниями в России: долгий закат
Знания и интуиция иногда обманывают. Единственной из перечисленных компаний, продолжающих добывать нефть (и сохранять операционный контроль над добычей) в России остается венгерская MOL. Дело не только в особой позиции Венгрии по вопросам работы с Россией, но и в том, что у MOL 4 НПЗ общей мощностью 18 млн т при собственной добыче в менее чем 5 млн т. И расставаться даже с маленьким месторождением в Оренбургской области (с добычей менее 200 тыс. т в год) - жалко.
Западные мейджоры - BP, Exxon - ушли с российского рынка в 2022 г., потеряв все, во что вкладывали и создавали на протяжении четырех десятилетий.
Период расцвета для иностранных нефтяников пришелся не на неспокойные 1990-е гг., а на 2000-е гг., когда цены на нефть и спрос быстро росли, а регулирование отрасли в России оставалось либеральным. В 2007 г. западные компании (включая СП) контролировали добычу 44 млн т, а в проектах, где они выступали миноритарными акционерами на их долю приходилось еще 26 млн т (суммарно - 14% всей российской нефтедобычи).
Закат иностранных компаний начался в 2013 г., после покупки "Роснефтью" ТНК-ВР. Британцы получили 20% акций российской госкомпании, но вот влияние на операционную деятельность "Роснефти" у них было намного меньше, чем на активы ТНК-ВР. Активная политика "Роснефти" по продаже долей в проектах (в первую очередь, в "Восток Ойл") в конце 2010-х гг. привела в Россию крупных инвесторов из Азии. Но с операционным контролем российские нефтяники уже предпочитали не расставаться, предлагая иностранным инвесторам лишь миноритарные пакеты.
Уход западных компаний из России в 2022 г. привел к широкой "национализации" нефтедобычи - сейчас на долю иностранных инвесторов приходится лишь 12% добываемой в России нефти (миноритарный контроль учитывается пропорционально доле) против 25% в 2019 г. И присутствие MOL мало что меняет.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #ИностранныеИнвестиции
Знания и интуиция иногда обманывают. Единственной из перечисленных компаний, продолжающих добывать нефть (и сохранять операционный контроль над добычей) в России остается венгерская MOL. Дело не только в особой позиции Венгрии по вопросам работы с Россией, но и в том, что у MOL 4 НПЗ общей мощностью 18 млн т при собственной добыче в менее чем 5 млн т. И расставаться даже с маленьким месторождением в Оренбургской области (с добычей менее 200 тыс. т в год) - жалко.
Западные мейджоры - BP, Exxon - ушли с российского рынка в 2022 г., потеряв все, во что вкладывали и создавали на протяжении четырех десятилетий.
Период расцвета для иностранных нефтяников пришелся не на неспокойные 1990-е гг., а на 2000-е гг., когда цены на нефть и спрос быстро росли, а регулирование отрасли в России оставалось либеральным. В 2007 г. западные компании (включая СП) контролировали добычу 44 млн т, а в проектах, где они выступали миноритарными акционерами на их долю приходилось еще 26 млн т (суммарно - 14% всей российской нефтедобычи).
Закат иностранных компаний начался в 2013 г., после покупки "Роснефтью" ТНК-ВР. Британцы получили 20% акций российской госкомпании, но вот влияние на операционную деятельность "Роснефти" у них было намного меньше, чем на активы ТНК-ВР. Активная политика "Роснефти" по продаже долей в проектах (в первую очередь, в "Восток Ойл") в конце 2010-х гг. привела в Россию крупных инвесторов из Азии. Но с операционным контролем российские нефтяники уже предпочитали не расставаться, предлагая иностранным инвесторам лишь миноритарные пакеты.
Уход западных компаний из России в 2022 г. привел к широкой "национализации" нефтедобычи - сейчас на долю иностранных инвесторов приходится лишь 12% добываемой в России нефти (миноритарный контроль учитывается пропорционально доле) против 25% в 2019 г. И присутствие MOL мало что меняет.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #ИностранныеИнвестиции
История по четвергам. Возвращение IGAT-1: возможные поставки газа из России в Иран
В конце июня "Газпром" и National Iranian Gas Company (NIGC) подписали меморандум о проработке организации поставок газа из России в Иран. И хотя аналитики видят перспективу в "реверсной нитке газопровода "Средняя Азия-Центр" (спойлер - сейчас это невозможно, речь может идти только о свопе с Туркменистаном, который не испытывает потребности в таких операциях), поставки, вероятно, будут осуществляться через Иран, по газопроводу Казимагомед-Астара. Этот газопровод был построен 54 года назад в рамках сделки "газ в обмен на оборудование" между СССР и Ираном. В 1960-70-х гг. экономика советского Закавказья быстро росла, газа не хватало и СССР договорился с Ираном о строительстве газопровода с юга Ирана к границам Союза. Это был IGAT-1 (Iran Gas Trunkline), первый магистральный иранский газопровод.
Поставки газа начались в 1970 г., а уже в 1972 г. импорт составил 8 млрд м3, превышая экспорт газа из СССР в Европу. В начале газ обходился СССР недорого - в 1972 г. Иран получал 10,9 долл./тыс. м3, к 1978 г. цены выросли до 28 долл./тыс. м3. Но после революции 1979 г. Иран потребовал увеличения расценок до 134 долл./тыс. м3 (сейчас американские производители были бы рады таким ценам). И - после отказа СССР - остановил поставки.
Вторую жизнь газопровод получил в середине 2000-х гг., когда Иран и Азербайджан договорились о своповых поставках: Азербайджан поставлял газ на север Ирана, Иран - в Нахичевань, азербайджанский эксклав. Рост спроса на газ на севере Ирана и напряженный газовый баланс в Азербайджане создали условия для заключения трехстороннего свопа с Туркменией в ноябре 2021 г.: Иран получает 1,5-2 млрд м3 газа из Туркмении взамен передавая аналогичные объемы Азербайджану. Кроме того, Азербайджан импортирует газ напрямую из Ирана.
На что может рассчитывать "Газпром", если трио превратится в квартет? Сейчас Азербайджан покупает газ у Туркмении и Ирана по 150 долл./тыс. м3. Это - региональный стандарт. И он в два раза ниже европейских цен и на 20% (с учетом разницы в транспортном плече) меньше расценок "Газпрома" для Узбекистана. А это означает, что меморандум может остаться меморандумом. Конечно, если NIGC не будет готова заплатить больше.
#ThrowbackThursday #Иран #Газпром
В конце июня "Газпром" и National Iranian Gas Company (NIGC) подписали меморандум о проработке организации поставок газа из России в Иран. И хотя аналитики видят перспективу в "реверсной нитке газопровода "Средняя Азия-Центр" (спойлер - сейчас это невозможно, речь может идти только о свопе с Туркменистаном, который не испытывает потребности в таких операциях), поставки, вероятно, будут осуществляться через Иран, по газопроводу Казимагомед-Астара. Этот газопровод был построен 54 года назад в рамках сделки "газ в обмен на оборудование" между СССР и Ираном. В 1960-70-х гг. экономика советского Закавказья быстро росла, газа не хватало и СССР договорился с Ираном о строительстве газопровода с юга Ирана к границам Союза. Это был IGAT-1 (Iran Gas Trunkline), первый магистральный иранский газопровод.
Поставки газа начались в 1970 г., а уже в 1972 г. импорт составил 8 млрд м3, превышая экспорт газа из СССР в Европу. В начале газ обходился СССР недорого - в 1972 г. Иран получал 10,9 долл./тыс. м3, к 1978 г. цены выросли до 28 долл./тыс. м3. Но после революции 1979 г. Иран потребовал увеличения расценок до 134 долл./тыс. м3 (сейчас американские производители были бы рады таким ценам). И - после отказа СССР - остановил поставки.
Вторую жизнь газопровод получил в середине 2000-х гг., когда Иран и Азербайджан договорились о своповых поставках: Азербайджан поставлял газ на север Ирана, Иран - в Нахичевань, азербайджанский эксклав. Рост спроса на газ на севере Ирана и напряженный газовый баланс в Азербайджане создали условия для заключения трехстороннего свопа с Туркменией в ноябре 2021 г.: Иран получает 1,5-2 млрд м3 газа из Туркмении взамен передавая аналогичные объемы Азербайджану. Кроме того, Азербайджан импортирует газ напрямую из Ирана.
На что может рассчитывать "Газпром", если трио превратится в квартет? Сейчас Азербайджан покупает газ у Туркмении и Ирана по 150 долл./тыс. м3. Это - региональный стандарт. И он в два раза ниже европейских цен и на 20% (с учетом разницы в транспортном плече) меньше расценок "Газпрома" для Узбекистана. А это означает, что меморандум может остаться меморандумом. Конечно, если NIGC не будет готова заплатить больше.
#ThrowbackThursday #Иран #Газпром
История по четвергам. Вахта как новация
У советской экономики было много проблем. Егор Гайдар указывал, что многие из советских чиновников плохо ориентировались в данных по бюджету и платежному балансу, уделяя большее внимание АПК. К сельскому хозяйству, при этом, тоже были вопросы.
В реальном секторе - помимо высокой монополизации, планового распределения товаров и дефицита ресурсов, - важными проблемами были "жесткость" цен и "отсутствие" банкротств. И если регулируемые цены создавали искажения и дефицит на рынке, то фактический "запрет" на банкротства и уход с рынка неэффективных производств - навес неконкурентных мощностей.
Но были и исключения. Среди них - рынок нефтесервисных услуг. В 1950-60-е гг. основные мощности по бурению и обслуживанию скважин были сконцентрированы в Урало-Поволжье и на Украине. В 1970-е гг. добыча нефти в этих регионах начала падать, а спрос на нефтесервисные услуги резко сократился. При этом в Западной Сибири нужно было бурить все больше и больше. Но предприятия из Поволжья ("Татнефть", "Башнефть") не хотели расставаться с имеющимся парком оборудования, ремонтными предприятиями и техникумами, а их рабочие - переезжать в Сургут и Нижневартовск. Выходом стала вахта.
В начале 1970-х гг. "Главтюменнефтегаз", отвечающий за разработку нефтяных месторождений нефти в Тюменской области, самостоятельно бурил и обслуживал скважины. Но уже в 1977 г. вахтовики из "Татнефти", "Башнефти" и "Куйбышевнефти" прошли на месторождениях главка первые 17 тыс. м. Широкое привлечение вахтовиков позволило ускорить разработку Западно-Сибирской нефтяной провинции, став одной из последних инициатив Виктора Муравленко, легендарного главы "Главтюменнефтегаза". Сибирский главк не был пионером - с начала 1970-х гг. "Грузнефть" привлекала вахтовиков из Грозного и Краснодара, но объем выполняемых работ был небольшим, а сами вахты - краткосрочными.
К середине 1980-х гг. в Западной Сибири работали буровики не только из Башкирии и Татарии, но и из Украины, Белоруссии, Грозного. Вахтовики обеспечивали 40% всей проходки в бурении, занимались ремонтами скважин, а выполняемый ими объем работ превышал заказы на собственных месторождениях (в Поволжье, на Украине).
Вахтовая система позволила этим компаниям сохранить работников и компетенции, не превращаясь в "планово-убыточные" предприятия с раздутыми штатами. Вахтовая система пережила даже 1990-е гг. (при заметном сокращении масштабов) и сохраняется и сейчас - конечно, в меньших масштабах и при другой организации рабочих процессов.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #Нефтесервис
У советской экономики было много проблем. Егор Гайдар указывал, что многие из советских чиновников плохо ориентировались в данных по бюджету и платежному балансу, уделяя большее внимание АПК. К сельскому хозяйству, при этом, тоже были вопросы.
В реальном секторе - помимо высокой монополизации, планового распределения товаров и дефицита ресурсов, - важными проблемами были "жесткость" цен и "отсутствие" банкротств. И если регулируемые цены создавали искажения и дефицит на рынке, то фактический "запрет" на банкротства и уход с рынка неэффективных производств - навес неконкурентных мощностей.
Но были и исключения. Среди них - рынок нефтесервисных услуг. В 1950-60-е гг. основные мощности по бурению и обслуживанию скважин были сконцентрированы в Урало-Поволжье и на Украине. В 1970-е гг. добыча нефти в этих регионах начала падать, а спрос на нефтесервисные услуги резко сократился. При этом в Западной Сибири нужно было бурить все больше и больше. Но предприятия из Поволжья ("Татнефть", "Башнефть") не хотели расставаться с имеющимся парком оборудования, ремонтными предприятиями и техникумами, а их рабочие - переезжать в Сургут и Нижневартовск. Выходом стала вахта.
В начале 1970-х гг. "Главтюменнефтегаз", отвечающий за разработку нефтяных месторождений нефти в Тюменской области, самостоятельно бурил и обслуживал скважины. Но уже в 1977 г. вахтовики из "Татнефти", "Башнефти" и "Куйбышевнефти" прошли на месторождениях главка первые 17 тыс. м. Широкое привлечение вахтовиков позволило ускорить разработку Западно-Сибирской нефтяной провинции, став одной из последних инициатив Виктора Муравленко, легендарного главы "Главтюменнефтегаза". Сибирский главк не был пионером - с начала 1970-х гг. "Грузнефть" привлекала вахтовиков из Грозного и Краснодара, но объем выполняемых работ был небольшим, а сами вахты - краткосрочными.
К середине 1980-х гг. в Западной Сибири работали буровики не только из Башкирии и Татарии, но и из Украины, Белоруссии, Грозного. Вахтовики обеспечивали 40% всей проходки в бурении, занимались ремонтами скважин, а выполняемый ими объем работ превышал заказы на собственных месторождениях (в Поволжье, на Украине).
Вахтовая система позволила этим компаниям сохранить работников и компетенции, не превращаясь в "планово-убыточные" предприятия с раздутыми штатами. Вахтовая система пережила даже 1990-е гг. (при заметном сокращении масштабов) и сохраняется и сейчас - конечно, в меньших масштабах и при другой организации рабочих процессов.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #Нефтесервис
Петро-стейт: когда Россия поставляла больше всего нефти на мировой рынок
Открытие крупных месторождений в Урало-Поволжье и в Западной Сибири позволило Советскому Союзу резко нарастить экспорт нефти и природного газа в 1970-1980-х гг. Считается, что именно за счет роста поставок энергоресурсов на мировой рынок СССР смог увеличить импорт оборудования и потребительских товаров, поддерживая сравнительно высокие темпы роста экономики и улучшая уровень жизни населения, а обвал мировых цен на нефть во второй половине 1980-х гг. привел к падению экспортных доходов и краху Советского Союза.
Но так ли это? В 1988 г. экспорт нефти и нефтепродуктов из СССР достиг рекордных 205 млн т. Этот показатель Россия превзошла уже в 2002 г. (без учета поставок в СНГ), а в 2020-е гг. Россия поставляла на мировой рынок в 1,8-1,9 раза больше нефти и нефтепродуктов, чем СССР. В отличие от Советского Союза Россия получает оплату в основном в конвертируемой/ограниченно конвертируемой валюте, тогда как СССР широко использовал схемы с поставками нефти в счет выполненных работ (участие в строительстве/поставках оборудования для нефтепромыслов) и предоставлении товарных кредитов. Половина советского нефтяного экспорта приходилась на соцстраны, получавшие нефть с большими скидками (в рамках механизмов "сглаживания" колебаний мировых цен). Поэтому в реальности валютные доходы СССР от экспорта нефти были относительно скромными, а их влияние на советскую экономику - ограниченным.
#ThrowbackThursday #ЭкспортНефти #СССР
Открытие крупных месторождений в Урало-Поволжье и в Западной Сибири позволило Советскому Союзу резко нарастить экспорт нефти и природного газа в 1970-1980-х гг. Считается, что именно за счет роста поставок энергоресурсов на мировой рынок СССР смог увеличить импорт оборудования и потребительских товаров, поддерживая сравнительно высокие темпы роста экономики и улучшая уровень жизни населения, а обвал мировых цен на нефть во второй половине 1980-х гг. привел к падению экспортных доходов и краху Советского Союза.
Но так ли это? В 1988 г. экспорт нефти и нефтепродуктов из СССР достиг рекордных 205 млн т. Этот показатель Россия превзошла уже в 2002 г. (без учета поставок в СНГ), а в 2020-е гг. Россия поставляла на мировой рынок в 1,8-1,9 раза больше нефти и нефтепродуктов, чем СССР. В отличие от Советского Союза Россия получает оплату в основном в конвертируемой/ограниченно конвертируемой валюте, тогда как СССР широко использовал схемы с поставками нефти в счет выполненных работ (участие в строительстве/поставках оборудования для нефтепромыслов) и предоставлении товарных кредитов. Половина советского нефтяного экспорта приходилась на соцстраны, получавшие нефть с большими скидками (в рамках механизмов "сглаживания" колебаний мировых цен). Поэтому в реальности валютные доходы СССР от экспорта нефти были относительно скромными, а их влияние на советскую экономику - ограниченным.
#ThrowbackThursday #ЭкспортНефти #СССР
#ГазКитая-5 История по четвергам. Переход на газ. Как это было в Москве?
Пекин не первый крупный город, решившийся на энергопереход ради нормализации экологической ситуации и повышения качества жизни простых граждан. В 1960-80-х гг. этот путь прошли крупные города Западной Европы, США и Советского Союза. Еще в 1950-х гг. в структуре их энергопотребления доминировал уголь, а уже в 1980-х гг. трансформация энергетического хозяйства была завершена и природный газ использовали везде - в электроэнергетике, промышленности и жилом секторе.
После Великой Отечественной войны основным топливом для Московского региона на долгие годы стали угли Подмосковного бассейна (Тульская область) и Донбасса. В 1950-х гг. потребление угля в Московском регионе превышало 25 млн т. Но высокая себестоимость добычи угля в Тульской области, рост внимания к экологическим проблемам, и, главное, открытие больших запасов газа на Северном Кавказе, в Средней Азии и в Западной Сибири предопределили газовое будущее московской энергетики.
Старт использованию природного газа в Москве дал ввод еще в 1946 г. газопровода "Саратов-Москва". Но действительно масштабная газификация началась в 1950-х гг. после запуска системы "Северный Кавказ-Центр", процесс растянулся на три десятилетия, завершившись лишь в конце 1980-х гг., после прихода "большого газа" из Тюменской области.
На пике, в начале 1990-х гг. потребление газа в Москве превышало 29 млрд м3. В 1990-2000-х гг. спрос на газ стагнировал, а в 2010-е гг. начал снижаться: из-за сокращения спроса на газ в промышленности и со стороны электростанций (после ввода новых генерирующих мощностей). Сейчас Москва потребляет 24-26 млрд м3 в год (6% всего спроса на газ в России).
#ThrowbackThursday #ГазКитая #Россия #Москва
Пекин не первый крупный город, решившийся на энергопереход ради нормализации экологической ситуации и повышения качества жизни простых граждан. В 1960-80-х гг. этот путь прошли крупные города Западной Европы, США и Советского Союза. Еще в 1950-х гг. в структуре их энергопотребления доминировал уголь, а уже в 1980-х гг. трансформация энергетического хозяйства была завершена и природный газ использовали везде - в электроэнергетике, промышленности и жилом секторе.
После Великой Отечественной войны основным топливом для Московского региона на долгие годы стали угли Подмосковного бассейна (Тульская область) и Донбасса. В 1950-х гг. потребление угля в Московском регионе превышало 25 млн т. Но высокая себестоимость добычи угля в Тульской области, рост внимания к экологическим проблемам, и, главное, открытие больших запасов газа на Северном Кавказе, в Средней Азии и в Западной Сибири предопределили газовое будущее московской энергетики.
Старт использованию природного газа в Москве дал ввод еще в 1946 г. газопровода "Саратов-Москва". Но действительно масштабная газификация началась в 1950-х гг. после запуска системы "Северный Кавказ-Центр", процесс растянулся на три десятилетия, завершившись лишь в конце 1980-х гг., после прихода "большого газа" из Тюменской области.
На пике, в начале 1990-х гг. потребление газа в Москве превышало 29 млрд м3. В 1990-2000-х гг. спрос на газ стагнировал, а в 2010-е гг. начал снижаться: из-за сокращения спроса на газ в промышленности и со стороны электростанций (после ввода новых генерирующих мощностей). Сейчас Москва потребляет 24-26 млрд м3 в год (6% всего спроса на газ в России).
#ThrowbackThursday #ГазКитая #Россия #Москва
История по четвергам. Уренгой-Помары-Ужгород: последний советский мега-проект
40 лет назад СССР начал экспорт газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" (УПУ), ставшему одним из последних крупных советских экспортных проектов. УПУ продолжал работать и после распада СССР, и после начала СВО. Но, возможно, уже совсем скоро, газопровод уйдет в прошлое, став историей. Как это проект начинался и сколько он стоил СССР?
В июле 1981 г. ЦК КПСС и Совет министров СССР выпустили постановление о строительстве газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород"; с этого постановления до сих пор не снят гриф "секретно". Совмин запланировал ввод газопровода на апрель 1984 г., хотя на момент принятия решения не было ни подтвержденных контрактов с импортерами газа, ни договоренностей с банками и поставщиками оборудования (традиционно СССР использовал при строительстве западные технологии).
К концу 1981 г. СССР завершил переговоры с европейскими кредиторами и поставщиками, а уже в весной следующего года начал строительство газопровода. Всего через 18 месяцев газопровод был построен - 8 августа 1983 г. Миннефтегазстрой начал испытания линейной части (4451 км) газопровода. Скорость строительства газопровода была рекордной - и для Советского Союза, и в мировой практике (строительство Трансаляскинского нефтепровода заняло в 7 раз больше времени). И это несмотря на то, что в конце 1981 г. США запретили американским компаниям поставки любых технологий и оборудования для строительства газопроводов в СССР. Несмотря на сложные географические условия, протяженность (газопровод стал самым протяженным в мире и сохранял этот титул 30 лет) и уникальные технологии, капиталовложения в строительство были сравнительно невысокими, составив всего $1,8 млрд.
Газопровод "Уренгой-Помары-Ужгород" стал одним из последних завершенных советских экспортных мега-проектов. Благодаря УПУ к 1990 г. экспорт газа из СССР вырос вдвое, а страна заработала свыше $10 млрд долл. Газопровод исправно работал и после распада СССР, обеспечивая страны Центральной и Восточной Европы топливом и позволяя Украине получать значительные (до $600 млн в год) доходы от транзита. Этот газопровод стал одним из самых эффективных советских экспортных проектов, но из-за остановки транзита (в ближайшие месяцы или в 2025 г. после окончания действующего транзитного договора) он может совсем скоро стать историей.
#ThrowbackThursday #ЭкспортГаза #Суджа
40 лет назад СССР начал экспорт газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" (УПУ), ставшему одним из последних крупных советских экспортных проектов. УПУ продолжал работать и после распада СССР, и после начала СВО. Но, возможно, уже совсем скоро, газопровод уйдет в прошлое, став историей. Как это проект начинался и сколько он стоил СССР?
В июле 1981 г. ЦК КПСС и Совет министров СССР выпустили постановление о строительстве газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород"; с этого постановления до сих пор не снят гриф "секретно". Совмин запланировал ввод газопровода на апрель 1984 г., хотя на момент принятия решения не было ни подтвержденных контрактов с импортерами газа, ни договоренностей с банками и поставщиками оборудования (традиционно СССР использовал при строительстве западные технологии).
К концу 1981 г. СССР завершил переговоры с европейскими кредиторами и поставщиками, а уже в весной следующего года начал строительство газопровода. Всего через 18 месяцев газопровод был построен - 8 августа 1983 г. Миннефтегазстрой начал испытания линейной части (4451 км) газопровода. Скорость строительства газопровода была рекордной - и для Советского Союза, и в мировой практике (строительство Трансаляскинского нефтепровода заняло в 7 раз больше времени). И это несмотря на то, что в конце 1981 г. США запретили американским компаниям поставки любых технологий и оборудования для строительства газопроводов в СССР. Несмотря на сложные географические условия, протяженность (газопровод стал самым протяженным в мире и сохранял этот титул 30 лет) и уникальные технологии, капиталовложения в строительство были сравнительно невысокими, составив всего $1,8 млрд.
Газопровод "Уренгой-Помары-Ужгород" стал одним из последних завершенных советских экспортных мега-проектов. Благодаря УПУ к 1990 г. экспорт газа из СССР вырос вдвое, а страна заработала свыше $10 млрд долл. Газопровод исправно работал и после распада СССР, обеспечивая страны Центральной и Восточной Европы топливом и позволяя Украине получать значительные (до $600 млн в год) доходы от транзита. Этот газопровод стал одним из самых эффективных советских экспортных проектов, но из-за остановки транзита (в ближайшие месяцы или в 2025 г. после окончания действующего транзитного договора) он может совсем скоро стать историей.
#ThrowbackThursday #ЭкспортГаза #Суджа
Forwarded from CIB datafiles
Каким было производство сливочного масла в 1938 году?
Мы привыкли к изменению классификаторов, частым пересмотрам данных, прекращению публикации статистики, что делает временные ряды - короткими, а анализ - легким. Российская ситуация непохожа на положение исследователя в развитых странах - в США, например, доступны данные по нескольким тысячам статистических показателей с конца XVIII века и до наших дней.
"Длинные ряды ценны сами по себе" - повторим вслед за экономистами мы и - подкрепим слова делом. Следуя примеру @CBRSunnyMorning, мы хотели бы поделиться с вами данными по производству сливочного масла (в последние месяцы мы часто слышали о его дефиците) за последние 70 лет. Даже такой простой показатель может поставить перед нами много вопросов. Например, почему некоторым из регионов почти удалось достичь советских показателей по выпуску масла, а другие - продолжают производить на порядок (!) меньше? Есть ли сила у регионального бренда и может ли она стать основой для возрождения отрасли? Наконец, сколько сливочного масла производили в РСФСР?
Анализируйте, собирайте и делитесь данными, пишите об ошибках и возможностях, желайте большего.
#Статистика #ДлинныеРяды #ThrowbackThursday
Мы привыкли к изменению классификаторов, частым пересмотрам данных, прекращению публикации статистики, что делает временные ряды - короткими, а анализ - легким. Российская ситуация непохожа на положение исследователя в развитых странах - в США, например, доступны данные по нескольким тысячам статистических показателей с конца XVIII века и до наших дней.
"Длинные ряды ценны сами по себе" - повторим вслед за экономистами мы и - подкрепим слова делом. Следуя примеру @CBRSunnyMorning, мы хотели бы поделиться с вами данными по производству сливочного масла (в последние месяцы мы часто слышали о его дефиците) за последние 70 лет. Даже такой простой показатель может поставить перед нами много вопросов. Например, почему некоторым из регионов почти удалось достичь советских показателей по выпуску масла, а другие - продолжают производить на порядок (!) меньше? Есть ли сила у регионального бренда и может ли она стать основой для возрождения отрасли? Наконец, сколько сливочного масла производили в РСФСР?
Анализируйте, собирайте и делитесь данными, пишите об ошибках и возможностях, желайте большего.
#Статистика #ДлинныеРяды #ThrowbackThursday
Forwarded from CIB datafiles
Long-term stat.xlsx
60.2 KB