Азери-Чираг-Гюнешли

[Дизак]

yani4ar,


[1. Начнём с того, что сравнивая различные проекты необходимо обращать внимание на их специфику, включающую не только объемы извлекаемых запасов, но и риски, сопряженные с их извлечением и реализацией. Нельзя сравнивать Сахалин-2 с АЧГ - это разные проекты, почитайте информацию, которая доступна онлайн.]

Я тебе уже, кажется, объяснил – я не пытался сопоставить денежные потоки от доходов. Я пытался сопоставить объем прямых инвестиций с объемами добычи.

Дело в том, что доходность нефтяного бизнеса различается по странам одного региона (поэтому я и сравнивал с Каспийским и Прикаскийским регионом, а Ближним Востоком – где себестомость добычи составляет центы) в основном из-за разницы в налогообложении и затратах на труд.

Сахалин я привел как справку.

Если тебе совсем не понятно, то можно сказать, что я анализировал «производственную эффективность инвестиций», а не их рентабельность. Не думаю, что IRR и вообще любая методика дисконтирования здесь применима.

[2. То, что Тенгиз и АЧГ имеют сопоставимые индикаторы баррелей на доллар вложений не должно вызывать удивления - никак не возьму в толк, почему Дизак считает, что должна существовать существенная разница между двумя проектами лишь потому, что один осуществляется на суше, а другой - на море?]

А вот тут дружище надо мыслить не по-бухгалтерски и выйти чуть за пределы коэффициентов.

Во-первых, у Тенгиза и АЧГ разная глубина бурения. При этом затраты на бурение растут в геометрической прогрессии – стоимость береговой скважины глубиной 3,5 км колеблется от $1 до 2 млн. Стомость скважины в 7 км превышает $10 млн.
Стоимость скважин в 3,5-3,8 (как на Тенгиз) будет ЗАМЕТНО отличаться от тех, что на АЧГ 3,9-4,5 км.

Во-вторых, ты представляешь как процесс бурения отличается на суше и на море?
Как отличается процесс обустройства скважин и строительства коллекторов? А как отличается процесс сейсморазведки?

Ну, вот если не представляешь, то я тебе открою секрет, что технологии шельфовой добычи сложнее и соответственно требуют больших затрат.

[5. Спешу напомнить Дизаку о том, что все транзакции, будь то капитальные или операционные затраты компаний, проверяются независимыми аудиторами. Если Дизак сомневается в возможностях аудиторов, это его законное право, но зачем сразу делать выводы глобального масштаба?]

Какой-то период (значительный) своей карьеры я имел самое непосредственное отношение к «деятельности» международной аудиторской фирмы. Поверь человеку видевшему эту кухню изнутри – их мнению можно и НУЖНО сомневаться. Примеров масса – от Энрона до Пармалата.

Также можно сомневаться отчетам геологов-оценщиков (Miller & Lents, DeGolyer & MacNaughton). Так, например, в 2004г. компания Shell переоценила свои запасы в сторону уменьшения, более чем на 25%. Это были МИЛЛИАРДЫ БАРРЕЛЕЙ. А эти резервы были прежде оценены «независимыми» аудиторами запасов.
Забавно, правда?

Для чего я это обдумываю и обсуждаю на форуме.

1. Вопрос оценки ваших резервов был ПОЛИЧЕСКИЙ. Кому и почему в Азербайджане надо было их раздуть вам понятно и без меня. Нефтяным компаниям от этого не тепло и не холодно – они могут объявить об изменении запасов уже после того как инвестиции окупятся.

2. Обман в вопросе резервов всплывет не раньше 10-15 лет, когда проект уже будет в зрелой стадии.

Мой анализ, мне лично, видится разумным. В нефтяной отрасли в конкретном регионе есть конкретный уровень производственной эффективности инвестиций. Так у АЧГ он «подозрительно» высокий и конкурирует с очень хорошим он-шорным месторождением и сейчас даже превышает его (об этом я скажу в следующем посте).

Обсуждения я начал для того, чтобы понять – есть ли какие-то факторы, которые я не учел в своем «грубом» анализе.


P.S. не понимаю почему закрыли тему? Кажется у кого-то имеется "предвзятое" отношение к вполне адекватным рассуждениям...

[Дизак]

Brainstorm,

Я не пытаюсь раскрутить кого бы то ни было на какую-то информацию. Больше, чем уверен – то, что я пытаюсь узнать знает очень ограниченный круг людей (топ ... ТОП менеджмент).

Выводы из моего анализа представлены выше в ответе янычару:

1. Анализ не правильный, либо не учитывает каких-то дополнительных факторов.

2. Данные об извлекаемых запасах завышены, так как для их разработка потребовала бы больший объем инвестиций при существующей в отрасли и регионе эффективности.

3. Данные об инвестициях не точны (в смысле не полны), то есть часть доходов на первой стадии разработки будет опять реинвестироваться в расширение фонда скважин и прочего строительства.

Я совершенно допускаю, что это пункт 1 – но никто не опровергает постороенные мною рассуждения.

Жаль, что лично вам лень! Мне было бы интересно послушать ваши комментарии (без раскрытия конфиденциальной информации).

Дизак

[Дизак]

Как и обещал, хочу добавить к своему анализу еще пару моментов.

1. Объем инвестиций в Тенгиз, равный $ 20 млрд. – проектная величина. Как известно, практически не существует проектов, которые бы не превысили свою смету – АЧГ и БТД (а также Шах Дениз) хорошие тому примеры – удорожание было более в более чем 20-25%.

Я лично не знаю ни одного нефтегазового проекта, который бы не перерасходовал первоначальные бюджеты.

Если допустить, что Тенгиз по факту удорожает на 20%, то тогда планируемая отдача со $100 будет 38 баррелей.

Судя по официальным данным, инвестиции после всех удорожаний в АЧГ составили $ 12 млрд. Как я говорил в прошлом посте, это означает отдачу в 45 баррелей со $100.

Таким образом, по факту эффективность добычи на АЧГ будет выше, чем на Тенгизе. Если верить, конечно, оффициальным данным.

2. Как я понимаю (возможно, не верно), инвестиции в $ 12 млрд. в АЧГ включают в себя сумму процентов исчисленных с кредитов, полученных на финансирование проекта. Инвестиции Тенгиз в 20 млрд. их не включают.

То есть если вычесть еще и %, накопленные с 1994 года, то это еще сильнее увеличит разрыв между Тенгизом и АЧГ в сторону последнего.


А вот интересная статья:

[ИРАН ПРОГНОЗИРУЕТ РОСТ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА КАСПИИ

Kazakhstan today Заместитель министра нефти Ирана Хамдолла Мохаммад-Нежад заявил, что к 2010 году на морских месторождениях Каспия будет ежесуточно добываться 3,8 млн. баррелей нефти, сообщает Иран.ру. В настоящее время, отметил министр нефти Ирана, в этом районе добывается в среднем 1,3 млн. баррелей нефти в сутки. Заместитель министра указал на важную роль организации коридора “север-юг” для экспорта энергоносителей, добываемых в Каспийском регионе.

[b]По его данным, себестоимость добычи нефти на Каспии составляет в среднем около $5 за баррель, если не считать Тенгизского месторождения, где этот показатель колеблется от $2 до $2,5. [/b]

Мохаммад-Нежад сообщил, что иранский порт Нека должен в будущем принимать до 1,5 млн. баррелей нефти в сутки.]

Получается, что все знают об высокой эффективности Тенгиза и низкой себестоимости добычи - но инвестиций для добычи 1 барреля это месторождение требует больше, чем "АЧГ".

[Brainstorm]

Дизак,
Как я уже говорил, в вашем анализе очень много неправильных выводов и положений. Они разбросаны по всему тексту, и мне трудно выуживать их из текста и отдельно комментировать.
самый очевидный просчет - это сравнивать глубину скважин.... в общей экономике крупного нефтяного проекта, это настолько малый элемент расходов ("пара километров туда-сюда"), что его можно смело игнорировать. Сейсморазведка аналогично....

Как мне кажется, главная ваша мысль - резервы и прибыльность проекта АЧГ завышены.

Поверьте человеку, который в этой каше варился, и скоро вновь будет вариться - вы ошибаетесь. Никакого намеренного искажения цифр нет. Всегда есть вероятность ошибки в расчетах, но она может "сработать" в обе стороны.

Абсолютно естественно, что экономические показатели двух проектов будут различаться, тем более двух проектов, которые находятся в абсолютно разных условиях. Там сотни и тысячи факторов.
Возьмите двух фермеров, и дайте каждому по сотке в 10 метрах друг от друга, и дайте им задание вырастить картошку. А потом сравните результаты. Окажется, что у них и семена будут по разной цене, и урожай разный, и продадут они их тоже по разным ценам. Соседние одинаковые поля, и такие разные результаты - чего уж тут говорить о таких масштабных проектах как Тенгиз или АЧГ, которые тратят миллиарды долларов на протяжении десятков лет..... Вас всё ещё удивляют разные результаты ?

Пример из моей нынешней работы. Два небольших месторождения на расстоянии 2 (!) километров друг от друга. Себестоимость нефти с одного из них в 4 (!) раза выше другого. Вас всё ещё удивляют разные результаты?


И ещё.. не надо думать о каких-то заговорах, что какой-то мифический топ-менеджмент знает всю правду-матку... а простой народ развесил уши. Этот топ-менеджмент все данные о резервах, и о финансовых показателях узнает от десятков простых работников, один из которых вам с уверенностью говорит - нефть у нас есть, а следовательно, ваши опасения вполне обоснованы !!!

[Дизак]

Brainstorm,

Честно сказать я не ожидал от вас «такого» ответа.

[Как я уже говорил, в вашем анализе очень много неправильных выводов и положений. Они разбросаны по всему тексту, и мне трудно выуживать их из текста и отдельно комментировать.
….
Поверьте человеку, который в этой каше варился, и скоро вновь будет вариться - вы ошибаетесь. Никакого намеренного искажения цифр нет. Всегда есть вероятность ошибки в расчетах, но она может "сработать" в обе стороны.]

Весом и авторитетом меня не взять. Платон мне друг, но истина дороже. Нужны аргументы, основанные на фактах и логике.

[И ещё.. не надо думать о каких-то заговорах, что какой-то мифический топ-менеджмент знает всю правду-матку... а простой народ развесил уши. Этот топ-менеджмент все данные о резервах, и о финансовых показателях узнает от десятков простых работников, один из которых вам с уверенностью говорит - нефть у нас есть...]

Вы как «человек близкий к отрасли» должны знать, как эти «данные» получаются. Если нет, то я – «дилетант» расскажу вам об этом. Сначала строится сейсмическая карта месторождения, бурятся оценочные скважины. Затем на основе этих данных строится геофизическая модель месторождения. В конце рассчитываются резервы – на основе ФОРМУЛ, в которых, в том числе, применяются коэффициенты ВЕРОЯТНОСТИ, а также другие показатели, основанные на ЭКСПЕРТНЫХ оценках. После чего есть ряд других процедур по классификации запасов.

Я не зря показал пример с Shell, которые за 1 год переоценил свои запасы более, чем на 25% или несколько миллиардов баррелей. Как думаете, сколько «таких» работников ручалось за их «правильность» ?

[Абсолютно естественно, что экономические показатели двух проектов будут различаться, тем более двух проектов, которые находятся в абсолютно разных условиях. Там сотни и тысячи факторов.]

Абсолютно с вами согласен! С одним лишь добавлением – Тенгиз, с точки зрения производственной эффективности инвестиций, должен быть ГОРАЗДО эффективнее, чем АЧГ, его инвестиционные затраты на добычу 1 барреля нефти должны быть ГОРАЗДО меньше, чем у АЧГ.

Приведу «дилетантский» анализ фактов, влияющих на сопоставление проектов.

[b]1. ГЛУБИНА СКАЖИН.[/b]

Вам как человеку нереально близкому отрасли, должно быть известно, что в ЛЮБОЙ нефтяной компании около 50% (и более) стоимости всех фикстов составляют именно скважины. Если речь идет об 1 скважине, то это действительно не существенно. Но если речь идет об ГЛУБИНЕ ЗАЛЕГАНИЯ ВСЕХ ЗАПАСОВ, то этот показатель ОЧЕНЬ важен.

Я уже приводил пример о росте стоимости скважин в ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ прогрессии в зависимости от их грубины. Думаю, спорить не будете, и знаете, почему так происходит. Так вот глубина залегания запасов АЧГ на 10-20% больше, чем в Тенгизе. Вывод очевиден.

Кстати:

[Пример из моей нынешней работы. Два небольших месторождения на расстоянии 2 (!) километров друг от друга. Себестоимость нефти с одного из них в 4 (!) раза выше другого. Вас всё ещё удивляют разные результаты?]

Не лукавя и не открывая коммерческой тайны, не скажите ли на каком из этих месторождений глубина залегания запасов больше?

[b]2. ПЛАТФОРМА[/b]

При добыче с шельфа необходимо сооружение платформ. При береговой добыче этого не нужно. Думаю, вы знаете, сколько стоит каждая платформа – десятки (а иногда и сотни) миллионов долларов.

[b]3. СОЛЕНАЯ ВОДА[/b]

Скважины и коллекторы АЧГ эксплуатируются в соленой воде. Как соленая вода влияет на сталь вам должно быть известно из школьной программы. Так вот, открою вам «секрет». Шельфовые скважины строятся из «несколько» другой стали, чем те которые строятся на береговых месторождениях. Надо ли объяснять, что это ведет к удорожанию скважин и всего оборудования?

[b]4. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН[/b]

Морское дно, а точнее породы, которые находятся под ним, являются более «подвижными», чем пласты береговых месторождений. И там и там, скважины гнутся и деформируются под влиянием этих движений. Но вот беда в том, что шельфе этим процессом сложнее управлять, что требует дополнительных инвестиций.

[b]5. ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ[/b]

Я не знаю точных данных, но судя по косвенным факторам, пластовое давление Тенгиза (а соответственно и дебет) скважин, выше, чем у АЧГ. Это выглядит естественно, так на Тенгизе на резервуары с углеводородами давят твердые земляные породы. На АЧГ на них давят вода и рыхлые породы, в том числе соляные.

Этот фактор означает, что 1 скважина с Тенгиза должна давать большую суточную добычу.

[b]6. БУРЕНИЕ И СТОИТЕЛЬСТВО ПОД ВОДОЙ[/b]

На АЧГ все строительные работы проводились под водой на глубинах до 120 метров (куда без спец. оборудования человек не погружается). Это требовало применение соответствующих технологий, оборудования и работников спец. квалификации. Как это влияет на удорожание строительства на шельфе понятно?

[b]7. ЭКОЛОГИЯ[/b]

Разлив нефти на суше опасен. Но легко устраняется работой спец. бригад – приехали, собрали разлитую нефть, заменили слои загрязненной почвы, заплатили штраф. Дело закрыто.
Надо ли объяснять, что такое разлив нефти на море? Правильно – локальная катастрофа.
Именно поэтому к бурению и строительству на шельфе предъявляются повышенные требования по безопасности.
От этого шельфовая добыча не становится дешевле, ведь правда?

[b]А теперь уважаемый Brainstorm приведите мне, пожалуйста, как человек из нефтяной индустрии и знающий сотни и тысячи различий между этими двумя проектами, ХОТЯ БЫ ОДИН ФАКТОР, ПОЗИТИВНО ВЛИЯЮЩИЙ на сравнение производственной эффективности АЧГ по сравнению с Тенгизом.[/b]

Заранее спасибо,

Дизак

[Goshgar]

[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']Я не зря показал пример с Shell, которые за 1 год переоценил свои запасы более, чем на 25% или несколько миллиардов баррелей. Как думаете, сколько «таких» работников ручалось за их «правильность»  ?

[right][snapback]260677[/snapback][/right][/quote]

Shell не переоценил резервы и если бы это было бы SEC закрыл бы торги их акций в NYSE. Они не, получив санкций, включили в свои отчеты (SEC 20-F) резервы, которые еще находятся на разведочной фазе.

[Nomade]

Таким методом дизак обучается нефтянному делу

[Brainstorm]

[quote name='Nomade' date='Apr 8 2005, 21:42 ']Таким методом дизак обучается нефтянному делу
[right][snapback]260858[/snapback][/right][/quote]
да нет, он обычный солдат (ну может офицер) информационной войны. С армией закончил, переключился на экономику.

[Дизак]

Brainstorm,

[да нет, он обычный солдат (ну может офицер) информационной войны. С армией закончил, переключился на экономику.]

Большое спасибо, за высокую оценку! Я польщен.

Кстати, могу переключаться на многие другие вещи. Я не боюсь мыслить. Я не прибегаю к своему «весу», надув щеки.

Спасибо за ваши «аргументы» по сути вопроса.

Дизак

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 '][b]А теперь уважаемый Brainstorm приведите мне, пожалуйста, как человек из нефтяной индустрии и знающий сотни и тысячи различий между этими двумя проектами, ХОТЯ БЫ ОДИН ФАКТОР, ПОЗИТИВНО ВЛИЯЮЩИЙ  на сравнение производственной эффективности АЧГ по сравнению с Тенгизом.[/b]

[right][snapback]260677[/snapback][/right][/quote]

Я не говорил, что знаю эти сотни и тысячи различий. Я всего лишь выразил уверенность, что эти различия есть. Добыча нефти сложное дело, и каждый проект уникален, тем более такие грандиозные проекты, которые добывают нефть в течении 20-25 лет.

Хотелось бы быть уверенным, что данные о резервах и о инвестициях этих двух месторождений, подсчитаны по одинаковой методике. Только потом можно переходить к сравнениям.
Например, нередко под инвестициями подразумеваются только капитальные затраты, а операционные расходы не учитываются. Разные компании по разному классифицируют операционные и капитальные расходы, и это лишь один из источников потенциальной "несравнимости" данных.
Для резервов, повсеместно используются различная терминология, например "Recoverable reserves", "Proved reserves", "STOIIP - Stock Tank Oil Initially In Place" - для одного и того же месторождения они могут различаться в несколько раз. Статьи, из которых вы черпаете свои данные, написаны журналистами, которые скорее всего не знают всех тонкостей терминологии, и потому меня совсем не удивило бы, если ваши исходные данные неправильны. Грубо говоря, мы пытаемся сравнить груши с яблоками.

Я согласен, что при прочих равных условиях, проект на суше будет дешевле, чем проект на море. Но "равные условия" достаточно редкая вещь.

Я не знаком со стратегией развития проекта "Тенгиз", и мне трудно оценить зачем месторождение на суше "выглядит" менее выгодно, чем морское месторождение АЧГ. Как я уже говорил, факторов может быть очень много, в том числе и геологические ошибки в расчете баррелей под землей. Их никто не исключает, но большой ошибки там не будет. В конце концов, столько нефтяных компаний не будут заниматься этим делом, если были бы большие сомнения. Проект выгоден, даже при цене нефти ниже 20 долларов, а сейчас она более чем в два раза больше.

Например, "Тенгизу" нужен завод по очистке серы, который не нужен АЧГ. Сколько он стоит, я не знаю, но это лишь один пример разницы.

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']Весом и авторитетом меня не взять. Платон мне друг, но истина дороже.[/quote]

какой еще Платон ? Уж не Еленин ли? я подозревал, что без Березовского здесь не обойтись....


[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']Я не зря показал пример с Shell, которые за 1 год переоценил свои запасы более, чем на 25% или несколько миллиардов баррелей. Как думаете, сколько «таких» работников ручалось за их «правильность»  ?[/quote]

Shell неправильно классифицировал резервы. Это несколько другая вещь, чем переоценил. Резервы никуда не изчезли, просто Shell слишком вольно интерпретировал правила SEC (Securites Exchange Commission) и завысил "Proved reserves". После обнаружения этих фактов, эти резервы было переклассифицированны в "Non-proved".
Если бы это резервы "изчезли" бы полностью, то рыночная капитализация компании уменьшилась бы примерно на такой же процент, как и сами резервы, ведь основная стоимость компании состоит именно из её резервов. Однако 20-ти процентное уменьшение резервов, снизило цену акций только на 6-7%.


[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 '][quote][Пример из моей нынешней работы. Два небольших месторождения на расстоянии 2 (!) километров друг от друга. Себестоимость нефти с одного из них в 4 (!) раза выше другого. Вас всё ещё удивляют разные результаты?][/quote]

Не лукавя и не открывая коммерческой тайны, не скажите ли на каком из этих месторождений глубина залегания запасов больше? [/quote]

Глубина залегания у этих месторождений примерно одинакова. Просто на одном месторождении вместе с нефтью идет много песка, что заставляет использовать дорогие химреагенты. Вот себестоимость и возрастает. Отстаньте вы от своей глубины... полно других факторов !!!

[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']Морское дно, а точнее породы, которые находятся под ним, являются более «подвижными», чем пласты береговых месторождений. И там и там, скважины гнутся и деформируются под влиянием этих движений. Но вот беда в том, что шельфе этим процессом сложнее управлять, что требует дополнительных инвестиций.[/quote]
спорный факт


[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']Я не знаю точных данных, но судя по косвенным факторам, пластовое давление Тенгиза (а соответственно и дебет) скважин, выше, чем у АЧГ. Это выглядит естественно, так на Тенгизе на резервуары с углеводородами давят твердые земляные породы. На АЧГ на них давят вода и рыхлые породы, в том числе соляные.[/quote]
спорный факт, и неправильное понимание геологии. На таких глубинах другие источники пластового давления, чем вышестоящие пласты воды или земли. Кроме того, над АЧГ всего 120 метров воды, а в остальном, те же твердые породы.

[quote name='Дизак' date='Apr 8 2005, 18:33 ']На АЧГ все строительные работы проводились под водой на глубинах до 120 метров (куда без спец. оборудования человек не погружается). Это требовало применение соответствующих технологий, оборудования и работников спец. квалификации. Как это влияет на удорожание строительства на шельфе понятно?[/quote]

Под водой работать дороже, но в масштабах проекта, эти расходы - мелочь.

[Дизак]

Brainstorm,

[Хотелось бы быть уверенным, что данные о резервах и о инвестициях этих двух месторождений, подсчитаны по одинаковой методике. Только потом можно переходить к сравнениям.
Например, нередко под инвестициями подразумеваются только капитальные затраты, а операционные расходы не учитываются. Разные компании по разному классифицируют операционные и капитальные расходы, и это лишь один из источников потенциальной "несравнимости" данных.
[b]Для резервов, повсеместно используются различная терминология, например "Recoverable reserves", "Proved reserves", "STOIIP - Stock Tank Oil Initially In Place"[/b] - для одного и того же месторождения они могут различаться в несколько раз. Статьи, из которых вы черпаете свои данные, написаны журналистами, которые скорее всего не знают всех тонкостей терминологии, и потому меня совсем не удивило бы, если ваши исходные данные неправильны. Грубо говоря, мы пытаемся сравнить груши с яблоками.]

А вот и ключ к проблеме. Классификация резервов. Судя по высокой «заявленной» эффективности АЧГ, величина разрабатываемых резервов выглядит «сомнительной». При этом потратив определенной время на поиск информации, я не обнаружил к какой именно категории относятся 5,4 млрд. баррелей.

Что касается «сравнить» проекты, то это можно и нужно делать. Я уже говорил, что в рамках отрасли в конкретном регионе существует сложившаяся эффективность.

Пример.
CAPEX на 1 баррель извлекаемых запасов в Западной Сибири составляет $3,5-4. Практически все месторождения работают в этом диапазоне.

Тенгиз славится своей высокой эффективностью даже для он-шорных месторождений, так даже при строительстве завода для очистки серы (кстати, он стоит достаточно дешево, так как это простой технологический процесс, освоенный еще с 60-х годов) его CAPEX составляет $2-2,5/ баррель.

Вот мне и показалось странным, что АЧГ является таким же эффективным, при всех его ОЧЕВИДНЫХ недостатках как "легендарный" Тенгиз.

Я не зря привел пример с месторождением Лукойл-а на Каспии. Оно находится в 1 регионе с АЧГ и при этом также имеет ряд очевидных достоинств перед АЧГ (например, не надо строить терменал и трубу до берега, а нефть наливать на баржу). Хотя наверное есть и недостатки (возможно глубина ). Но его CAPEX на баррель в 3 раза больше у АЧГ.

А знаете, чем оба проекта отличаются от АЧГ? Тем, что в них нет значительной политической подоплеки, где замешана и геополитика, и экономическая экспансия, и военные стратегии НАТО. Я мог бы объяснить свое видение, если кому-то было бы интересно.

[Я согласен, что при прочих равных условиях, проект на суше будет дешевле, чем проект на море. Но "равные условия" достаточно редкая вещь.]

А согласны ли вы, что при прочих равных, одно из самых эффективных он-шорных месторождений всего региона, должно быть эффективнее, чем офф-шорное месторождении, которое в СССР не очень торопились разрабатывать? Хотя открыли его раньше, чем Тенгиз. А перед сибирскими месторождениями АЧГ сильно выигрывало по близости к экспортным путям, и соответственно экономии на трубопроводах.

При этом геологи в разговоре о Тенгизе, говорят о нем как об имени нарицательном. Не плохие, кстати, геологи.

[Я не знаком со стратегией развития проекта "Тенгиз", и мне трудно оценить зачем месторождение на суше "выглядит" менее выгодно, чем морское месторождение АЧГ. Как я уже говорил, факторов может быть очень много, в том числе и геологические ошибки в расчете баррелей под землей. Их никто не исключает, но большой ошибки там не будет. В конце концов, столько нефтяных компаний не будут заниматься этим делом, если были бы большие сомнения. Проект выгоден, даже при цене нефти ниже 20 долларов, а сейчас она более чем в два раза больше.]

Вы гораздо лучше, чем я знакомы с условиями SPA по АЧГ. Логика там проста – сначала окупаются инвестиции, затем минимальная норма прибыли для участников, затем все делится с перекосом в пользу Азербайджана.

При этом в Азербайджане в SPA нет акцизов, экспортной пошлины и royalty (и подобных налогов). А такие налоги во всем мире составляют от 50% и более процентов стоимости нефти. В прошлых обсуждениях мы уже выяснили, что uplift cost на АЧГ составляют около $5, плюс $3,5 за транспортировку до Джейхана. Таким образом, эти самые нефтяные компании не будут в убытке и при маловероятной цене в $10 за баррель.
Просто «цивилизованных» налогов нет.

[Глубина залегания у этих месторождений примерно одинакова. Просто на одном месторождении вместе с нефтью идет много песка, что заставляет использовать дорогие химреагенты. Вот себестоимость и возрастает. Отстаньте вы от своей глубины... полно других факторов !!!]

Вы либо лукавите, либо не говорите всей правды. Песок и вода при добыче нефти идут практически везде и всегда. Где-то больше, где-то меньше. Процесс сепарации и на суше, и на шельфе уже достаточно давно отработан.

Повторяю. Глубина один из самых ВАЖНЫХ факторов. Скважина глубиной 3,5 км ГОРАЗДО дешевле скважины в 4,5 км – далеко не в пропорции 7/9.

А на АЧГ уже начали бурить скважины глубиной и до 7 км. Это говорит совсем не о том, что нефть находится в легкодоступных геологических породах. На такое рисковое и затратное мероприятие нефтяники редко идут. Например, в России строительство таких скважин санкционирует президент компании, потому как на берегу такая скважина стоит более $10 млн. Стоимость такой скважины на шельфе должны быть значительно выше.

А если ВСЕ скважины месторождения должны быть глубже, то это ЗАМЕТНО отражается на объеме инвестиций. Кстати, если вы не заметили, в любых серьезных материалах по анализу проектов всегда присутствует указание глубины залегания запасов.

[спорный факт, и неправильное понимание геологии. На таких глубинах другие источники пластового давления, чем вышестоящие пласты воды или земли. Кроме того, над АЧГ всего 120 метров воды, а в остальном, те же твердые породы.]

Я знаю с достаточной уверенностью, что на Тенгизе высокое пластовое давление. Видимо, на АЧГ оно ОЧЕНЬ высокое. Удивительно, что этот факт не известен.
Не претендую на «компетентность», но мне смутно представляется природа хотя бы высоко пластового давления на АЧГ.

Спорный факт? Не спорный. Вспомните проблему, когда на 1 из участков пришлось строить спец. плиту, которая бы удерживала основание скважин от движущихся солевых пород.

Если для вас наличие под дном Каспия соляных пород является спорным фактом, то... (воздержусь от комментариев).

[Под водой работать дороже, но в масштабах проекта, эти расходы - мелочь.]

Мелочь? Ну, начнем с того, что практически все основные работы пришлось делать под водой. Скважины, коллекторы, платформы, трубы от платформ до терминала. А что делалось на берегу? Правильно, терминал... и все?

Так что это не мелочь, так как все основное строительство – причем самые сложные его элементы, проводились под водой.

Кстати, интересный косвенный фактор указывающий на сомнительность объемов добычи:

[В 2005 году по трубопроводу Баку-Джейхан будет прокачиваться свыше 100 тыс. баррелей нефти в день
Прокачка нефти по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) в первый год эксплуатации (в 2005 году) планируется на уровне чуть более 100 тыс. баррелей в сутки при начальной пропускной способности трубы 500 тыс. баррелей в сутки. Об этом сообщил президент компании British Petroleum-Azerbaijan Дэвид Вудворд.
"Мы начнем прокачку с 50-60 тыс. барр. в сутки, а к концу 2005 года доведем ее до 200 тыс. баррелей, - сказал Д.Вудворд.
По его словам, полное использование мощностей БТД планируется к 2010-2014 годам. "Однако в случае необходимости, возможно увеличение пропускной способности трубопровода за счет применения химреагентов или механическими методами", - сказал глава BP-Azerbaijan.]

То есть изначально трубопровод рассчитана на 25 млн. тонн. Но в случае «необходимости» его пропускная способность будет увеличена. Надеюсь, вы догадываетесь, что это потребует дополнительного строительства и изменения существующей технологии прокачки. Это займет время, причем значительное.
А это значит, что в изначальные планы инвесторов не входило транспортировать более 25 млн. тонн в год.

При этом к проекту привлекают Казахстан, с его Тенгизом и Карачаганаком. Понятно, что это должно быть стратегическим договором, то есть на многие годы, так чтобы Казахстан имел гарантию, что его нефть все-таки пойдет на экспорт.
При этом участники БТД и Турция, не скрывая, говорят о том, что хотят видеть российскую нефть в своем трубопроводе. Получается и ей места хватит?

И еще интересный фактор. Сопоставьте объемы нефти, которые будут добываться в регионе, с имеющимися трубопроводными мощностями. Так вот -КТК + БТД не хватит для удовлетворения потребностей России, Казахстана и Азербайджана.

Если, конечно, верить, что Азербайджан будет добывать столько, сколько обещано.

Удачи,

Дизак

[Дизак]

Brainstorm,

Кстати, не откроете ли "секрет", какой процент в структуре "uplift cost" составляет амортизацая (depletion)?

Из того что я знаю, в нефтяных компаниях это от 60 до 80%. Это при том, что я говорю о структуре затрат, где зарплата и налоги на нее больше, чем в Азербайджане, а стоимость основных средств меньше (так как трубы и прочее оборудование не импортируется по бешеным ценам).

То есть амортизации там должно быть - $3-4 на баррель, исходя из того, что "uplift cost" АЧГ равны $5. Это при инвестициях в основные средства $2,22 на баррель.

Забавно, правда?

[VMS]

Уважаемые армянские юзеры!
Чего Вы так нервничаете из-за нефтяных запасов Азербайджана. Есть у нас нефть, нет у нас нефти, вам то чего с этого? Ну, допустим нет у нас столько нефти, вам то, что с этого? Такое впечталение, что вы сами пытаетесь убедить себя в том, что в Азербайджане нет столько нефти. Для некоторых это стало идеей фикс.

[Brainstorm]

Дизак,
этот спор начинает отнимать слишком много времени. Мы начали углублятся в детали, и в рамках форума подобное обсуждение - неэффективно. Возможно, у вас это основная работа, но у меня много других интересов.

Я до сих пор не могу понять, откуда вы взяли свои данные по Тенгизу и АЧГ, где АЧГ выглядит подозрительно выгодно. Скорее я поверю, что ваши данные неверны, чем то, что здесь есть какая-то "афера".

Если у вас есть подозрения, что у проекта АЧГ есть "вторая бухгалтерия", продолжайте так считать. Если вы также молоды, как и я, то в правоте моих слов, вы сможете убедится сами.

[Brainstorm]

Дизак,
обьясните, пожалуйста, в лаконичной форме, кого и в чем вы подозреваете? Иностранные компании, правительство Азербайджана, заокеанских политиков...

[R.E.M.]

Читаю посты Дизака и понимаю, что этот человек пытается доказать нам, что экономически АЧГ менее привлекателен чем Тенгиз, и столь высокая заинтересованность Запада в АЧГ может быть оправдана не столько экономическими, сколько геополитическими интересами в Аз-не.
Допустим это так, в чем я не совсем уверен. Но предположим вы правы. И что?

[Дизак]

Brainstorm,

[этот спор начинает отнимать слишком много времени. Мы начали углублятся в детали, и в рамках форума подобное обсуждение - неэффективно. Возможно, у вас это основная работа, но у меня много других интересов.]

Старые добрые методы. Давайте все же обсуждать тему, а не меня. Кстати, если есть время, перечитайте ход дискуссии еще раз, и вы заметите, что ни одного серьезного аргумента вы не привели.

[Я до сих пор не могу понять, откуда вы взяли свои данные по Тенгизу и АЧГ, где АЧГ выглядит подозрительно выгодно. Скорее я поверю, что ваши данные неверны, чем то, что здесь есть какая-то "афера".]

Данные о АЧГ я взял с официального сайта www.caspiandevelopmentandexport.com. При этом скорректировал их на последние изменения – удорожание проекта до $12 млрд. Если же взять данные просто с сайта ($7 млрд), то получится что CAPEX/ barrel = $ 1,3. Что близко к Ближневосточным показателям (надеюсь, объяснять вам о «специфику» и дешевизну добычи там не надо?).

Данные о Тенгизе взяты с различных казахских сайтов, в том числе с сайта операционной компании тенгизшевронойл.

[Если у вас есть подозрения, что у проекта АЧГ есть "вторая бухгалтерия", продолжайте так считать. Если вы также молоды, как и я, то в правоте моих слов, вы сможете убедится сами.]

У меня нет подозрений в двойной бухгалтерии. У меня есть сомнения, что при вложениях в $12 млрд. можно разработать запасы в 5,4 млрд. баррелей.
Отсюда вывод – либо объем инвестиций будет постоянно расти, и удорожание проекта запланированно, но не офишируется. Либо объем запасов завышен.

Судя по отсутствию информации о том, к какой категории относятся эти 5,4 млрд. баррелей, по ограниченности имеющихся транспортных мощностей, а также планам нефтяных компаний региона, я думаю, что, скорее всего, запасы и объемы добычи несколько завышены.

Дизак

[Дизак]

Brainstorm,


Мне, кстати, тоже есть чем заняться, но буду менее пренебрежительным к нашей дискуссии.

Я думаю, что замешаны в «не совсем точной» подаче информации все. Я не говорю об «афере». Нефть у вас есть, ее много для такой маленькой страны, она рентабельна. Но ее не столько много, сколько рекламируют.

Мне кажется, что все упирается в план экспансии США и НАТО в регионе. Когда заключался контракт и планировался БТД, США уже обозначили свой интерес на Кавказ и Среднюю Азию. Поэтому глупо предполагать, что американские нефтяники ринулись в Казахстан, не имея плана экспорта, согласованного с Вашингтоном.

Однако в деле задействованы конкретные нефтяные компании, у которых есть акционеры, кредиторы, кредитные рейтинги, котировка акции и прочие атрибуты бизнеса. Как убедить, например, акционеров Би-ПИ, что БТД действительно выгоден, не является рисковым проектом. При этом умудриться заложить в его проект нужды Казахстана, который надо было еще убедить пользоваться этим маршрутом?

То есть я хочу сказать, что чем масштабнее проект, тем больше рисков он в себе несет. Потому как он зависит не только от рисков Кавказа, но и рисков Средней Азии, а также политики России и Китая в регионе.

В то же время одних только рисков Азербайджана хватало, чтобы отказаться от проекта – нестабильность власти, война с Карабахом, экономический кризис.

Вот и выход. Сказать, что проект предназначен только для Азербайджана, так как там фантастические запасы. А на самом деле строить проект под всю стратегию в регионе.

При этом сколько зайцев убивается сразу? Очень много.

1. Нефтяники имеют объяснения перед акционерами и кредиторами, что проект хоть и рисковый, но сулит «фантастические» прибыли.

2. Власти укрепили свои позиции обещаниями «ближневосточного» чуда.

3. США и НАТО не вступают в жесткую конкуренцию с Россией и Китаем, за Среднюю Азию под предлогом, что маршрут предназначен только для Азербайджана.

В подтверждение мой версии посмотрите, как Казахстан собирается нарастить объемы экспорта к 2010 году. А о строительстве трубы пока речи не идет.

Дизак

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 18:54 ']Кстати, если есть время, перечитайте ход дискуссии еще раз, и вы заметите, что ни одного серьезного аргумента вы не привели.
[right][snapback]262039[/snapback][/right][/quote]
Конечно не привёл, неужели вы думаете, я буду давать информации больше, чем вы сможете прочитать в газетах или интернете. Выуживание информации, не такое легкое дело, как вам может показаться. Но вы опытный шпион, и знали на что идёте.

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 18:54 ']У меня есть сомнения, что при вложениях в $12 млрд. можно разработать запасы в 5,4 млрд. баррелей.
Отсюда вывод – либо объем инвестиций будет постоянно расти, и удорожание проекта запланированно, но не офишируется. Либо объем запасов завышен.
[right][snapback]262039[/snapback][/right][/quote]

Удорожание проекта будет всегда. Точнее "всегда будет" в абсолютных цифрах. Проектные инвестиции расчитывается в сегодняшних ценах без учета инфляции. Ясное дело, что эти 12 миллиардов через 5 лет возможно будут уже 15 миллиардов. Это не удорожание как таковое, а инфляция.

Что же касается, отношения CAPEX/баррель, то оно сильно зависит от классификации операционных и капитальных расходов (я принимаю такие решения каждую неделю, и там не всё однозначно). Можно потратить меньше Capex, и потом платить больше Opex, поэтому, ваш метод учета только капитальных расходов, не учитывает специфику проектов.
Также он не учитывает стратегию развития проектов. Можно потратить дополнительный CAPEX и установить, скажем 10 water/gas injection wells и выкачать скажем 20 миллионов баррелей, за 3 года. А можно установить только 2 injection wells, и выкачать эти же 20 миллионов баррелей за 8 лет. Заметьте, речь об одних и тех же баррелях (20 миллионов), но CAPEX будет разный.

Стратегия развития проекта зависит от множества факторов:
- условий соглашения (PSA заключается на определенный срок)
- наличие финансов у участников проекта.
- возможностей экспорта добываемой нефти
- технических возможностей (например, недостаток буровых установок)
.... и огромного множества других факторов.
Пусть вас не удивляют разные показатели разных проектов. Сравнивать проекты только по одному показателю (по отношению их капитальных расходов к баррелям), неверно.

Оценкой количества запасов занимается не один человек, а десятки и сотни людей на самых разных уровнях компании. Неужели вы думаете, что эти люди зная, что запасов меньше, продолжают хранить молчание... Вы когда нибудь пытались рассказать тайну нескольким десяткам людям ?

Если вы думаете, что или расходы занижены, или запасы завышены.... то есть только один способ вам это доказать - предоставить вам детальную стратегию развития проекта или карты месторождений, чего никто делать не собирается. Кстати, каждый год план по нефтедобыче с АЧГ перевыполняется, включая и этот год....
Может быть, я передам ваши сомнения руководству БП , когда буду в Баку. Я вас представлю, как "Дизак неверующий". Если вы вдруг захотите изложить ваши тезисы в форме документа, могу вам пообещать передать эти документы непосредственно в руки руководства.

Оставляю вас один на один с вашими сомнениями......

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 18:57 ']Brainstorm,
Мне, кстати, тоже есть чем заняться, но буду менее пренебрежительным к нашей дискуссии.
Я думаю, что замешаны в «не совсем точной» подаче информации все. Я не говорю об «афере». Нефть у вас есть, ее много для такой маленькой страны, она рентабельна. Но ее не столько много, сколько рекламируют.
Мне кажется, что все упирается в план экспансии США и НАТО в регионе. Когда заключался контракт и планировался БТД, США уже обозначили свой интерес на Кавказ и Среднюю Азию. Поэтому глупо предполагать, что американские нефтяники ринулись в Казахстан, не имея плана экспорта, согласованного с Вашингтоном.
Однако в деле задействованы конкретные нефтяные компании, у которых есть акционеры, кредиторы, кредитные рейтинги, котировка акции и прочие атрибуты бизнеса. Как убедить, например, акционеров Би-ПИ, что БТД действительно выгоден, не является рисковым проектом. При этом умудриться заложить в его проект нужды Казахстана, который надо было еще убедить пользоваться этим маршрутом?
То есть я хочу сказать, что чем масштабнее проект, тем больше рисков он в себе несет. Потому как он зависит не только от рисков Кавказа, но и рисков Средней Азии, а также политики России и Китая в регионе.
В то же время одних только рисков Азербайджана хватало, чтобы отказаться от проекта – нестабильность власти, война с Карабахом, экономический кризис.
[right][snapback]262042[/snapback][/right][/quote]

Дизак,
у вас неплохая аналитика (вот почему я всё ещё спорю с вами), просто у вас исходные данные неверные.

Во-первых, "отказаться от проекта" - такой вопрос не стоял никогда. АЧГ уже через несколько лет будет производить нефти больше, чем можно прокачать по существующим экспортным маршрутам (Баку-Супса и Баку-Новороссийск). Так что, "какая-то труба" всегда была в проекте.

Ясное дело, что на начальном этапе планирования БТД, делалась ставка на другие нефтяные PSA, но с их фиаско, необходимость в трубе не отпала, просто появилась бОльшая зависимость от казахстанской нефти, для обеспечения еще бОльшей рентабельности проекта.
Проект "БТД+АЧГ" рентабелен даже без привлечения дополнительных обьемов.

Итак, мы дошли до момента, что труба нужна. Поехали дальше....
Экономика строительства трубопровода такова, что увеличение пропускной способности, несильно влияет на общее удорожание проекта. Трубопроводы очень часто строятся с каким-то запасом в расчете на другие проекты. Подобных примеров из нефтяной индустрии можно привесто великое множество (например система трубопроводов "Forties" в Северном море).
Тоже самое произошло в БТД. Руководство БП прекрасно понимает, что у казахстанских компаний не будет других хороших возможностей для экспорта, кроме как воспользоваться уже существующим трубопроводом. Это прекрасно понимают и в Казахстане, просто сейчас идёт обычный экономическо-политический торг.
Приобретение "Unocal" со стороны "Chevron-Texaco", дало дополнительный импульс этому процессу. Так что, присоединение казахстанской нефти к БТД, это дело времени.

Проект БТД рискованный, никто с этом не спорит. Но в случае его успеха, это может оказаться очень умным стратегическим шагом со стороны БП (главного катализатора его строительства). Глава БП, Джон Браун считается рискующим, но тем не менее, успешным бизнесменом. Есть много других примеров, его умных стратегических шагов (вышеприведенный пример с трубопроводами "Forties" один из них).
Достаточно сказать, что первой из иностранных компаний, которая пришла в Россию с такими большими инвестициями была именно БП. Речь идет о компании ТНК-БП. Рынок несколько холодно отнесся к той сделке, но уже сейчас БП-ТНК производит значительно больше, чем изначально предполагалось.

Я думаю, уже через несколько лет, трубопровод БТД во весь голос заявит всем своим пессимистам - "ваше дело - труба".....

[Дизак]

Brainstorm,

[Удорожание проекта будет всегда. Точнее "всегда будет" в абсолютных цифрах. Проектные инвестиции расчитывается в сегодняшних ценах без учета инфляции. Ясное дело, что эти 12 миллиардов через 5 лет возможно будут уже 15 миллиардов. Это не удорожание как таковое, а инфляция.]

Не лукавьте. Инфляционный фактор ВСЕГДА заранее закладывается в проект. Во-вторых, если сопоставлять начальные данные по АЧГ с тем, что имеется сейчас, то удорожание произошло с $7 до $12 млрд. Ничего себе инфляция в 70% в долларах США.

[Что же касается, отношения CAPEX/баррель, то оно сильно зависит от классификации операционных и капитальных расходов (я принимаю такие решения каждую неделю, и там не всё однозначно). Можно потратить меньше Capex, и потом платить больше Opex, поэтому, ваш метод учета только капитальных расходов, не учитывает специфику проектов.]

Пожалуйста, не лукавьте опять. В нефтяной индустрии (особенно Западной) есть четкие принцы и классификации затрат, см. US GAAP.

[Также он не учитывает стратегию развития проектов. Можно потратить дополнительный CAPEX и установить, скажем 10 water/gas injection wells и выкачать скажем 20 миллионов баррелей, за 3 года. А можно установить только 2 injection wells, и выкачать эти же 20 миллионов баррелей за 8 лет. Заметьте, речь об одних и тех же баррелях (20 миллионов), но CAPEX будет разный.

Стратегия развития проекта зависит от множества факторов:
- условий соглашения (PSA заключается на определенный срок)
- наличие финансов у участников проекта.
- возможностей экспорта добываемой нефти
- технических возможностей (например, недостаток буровых установок)
.... и огромного множества других факторов.
Пусть вас не удивляют разные показатели разных проектов. Сравнивать проекты только по одному показателю (по отношению их капитальных расходов к баррелям), неверно.]

Спасибо за хороший пример! Кладем в копилку еще 1 фактор, влияющий на удорожание АЧГ. Период интенсивной добычи на АЧГ – 10- 15 лет. На Тенгизе 25-30.
То есть на АЧГ должны использоваться более интенсивные, а соответственно более дорогие технологии.

[Оценкой количества запасов занимается не один человек, а десятки и сотни людей на самых разных уровнях компании. Неужели вы думаете, что эти люди зная, что запасов меньше, продолжают хранить молчание... Вы когда нибудь пытались рассказать тайну нескольким десяткам людям ?]

Как вы правильно выразились – я опытный шпион. Я не выдаю тайн.
А если по сути, то никакого криминала. Просто «своеобразная» подача информации. Вполне возможно, что максимальные запасы АЧГ равны 5,4 млрд. баррелей, из которых возможно будет быть только...

Как вы сами знаете, запасы постоянно уточняются в процессе работки. Вот их и уточнят ближе к его концу.

[Может быть, я передам ваши сомнения руководству БП , когда буду в Баку. Я вас представлю, как "Дизак неверующий". Если вы вдруг захотите изложить ваши тезисы в форме документа, могу вам пообещать передать эти документы непосредственно в руки руководства.]

Пожалуйста, представьте меня просто как Дизак. Заставляющий себя критично мыслить и не надувать щеки.

[Оставляю вас один на один с вашими сомнениями......]

Вы оставили поле брани? Я предполагал, что так может все закончиться, зная из новейшей истории кое-какие «национальные» черты противника.

Удачи,

Дизак

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 20:28 ']Brainstorm,

[Удорожание проекта будет всегда. Точнее "всегда будет" в абсолютных цифрах. Проектные инвестиции расчитывается в сегодняшних ценах без учета инфляции. Ясное дело, что эти 12 миллиардов через 5 лет возможно будут уже 15 миллиардов. Это не удорожание как таковое, а инфляция.]

Не лукавьте. Инфляционный фактор ВСЕГДА заранее закладывается в проект. Во-вторых, если сопоставлять начальные данные по АЧГ с тем, что имеется сейчас, то удорожание произошло с $7 до $12 млрд. Ничего себе инфляция в 70% в долларах США.
[right][snapback]262104[/snapback][/right][/quote]
Да конечно закладывается. Примерно 3-4%... а сколько составила инфляция доллара за последние несколько лет?

У меня есть сомнения по поводу цифр $7 и $12 миллиардов. Предоставьте непосредственные ссылки на эти цифры, чтобы я мог убедится в верности контекста.

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 20:28 '][Что же касается, отношения CAPEX/баррель, то оно сильно зависит от классификации операционных и капитальных расходов (я принимаю такие решения каждую неделю, и там не всё однозначно). Можно потратить меньше Capex, и потом платить больше Opex, поэтому, ваш метод учета только капитальных расходов, не учитывает специфику проектов.]
Пожалуйста, не лукавьте опять. В нефтяной индустрии (особенно Западной) есть четкие принцы и классификации затрат, см. US GAAP.
[right][snapback]262104[/snapback][/right][/quote]
US GAAP не написан для нефтяной индустрии. Индустрия имеет свою специфику. Говорю, это как практик в этой области. Но эти трудности классификации, это мелочь. В больших цифрах больших разногласий нет.
Кроме трудности в классификации, есть вполне легальные стратегические решения, когда CAPEX замещается OPEX, или наоборот. На количество добываемых баррелей, они не влияют, но ваше уравнение "Capex/barrels" исказит.

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 20:28 ']Спасибо за хороший пример! Кладем в копилку еще 1 фактор, влияющий на удорожание АЧГ. Период интенсивной добычи на АЧГ – 10- 15 лет. На Тенгизе 25-30.
То есть на АЧГ должны использоваться более интенсивные, а соответственно более дорогие технологии.
[right][snapback]262104[/snapback][/right][/quote]
PSA АЧГ истекает в 2024 году. Откуда у вас взялись 10-15 лет ? У меня получается около 30 лет..... И что вы называете интенсивной добычей ?

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 20:28 ']А если по сути, то никакого криминала. Просто «своеобразная» подача информации. Вполне возможно, что максимальные запасы АЧГ равны 5,4 млрд. баррелей, из которых возможно будет быть только... Как вы сами знаете, запасы постоянно уточняются в процессе работки. Вот их и уточнят ближе к его концу.
[right][snapback]262104[/snapback][/right][/quote]
Да конечно, уточняются. Но ошибки происходят в обе стороны. Например, пример из моей работы. С одного из месторождений списали 6 миллионов баррелей из 80. В другом, добавили 4 миллиона к уже существующим 7 миллионам.
Что будет через 20 лет сказать трудно. Но запасов достаточно много, иначе никто не строил бы огромных трубопроводов и терминалов. Этим нефтяным компаниям нужны доходы, они никогда не будут марионетками в руках политиков. Вы переоцениваете влияние политиков на решения нефтяных компаний. Подумайте и о том, что есть и немалое обратное влияние, иногда даже более сильное.

[quote name='Дизак' date='Apr 10 2005, 20:28 ']Вы оставили поле брани? Я предполагал, что так может все закончиться, зная из новейшей истории кое-какие «национальные» черты противника. 
[right][snapback]262104[/snapback][/right][/quote]
Попытка вывести меня из равновесия ?...не получилось.

И научитесь пожалуйста, использовать тэги в цитатах. Мне трудно вас читать, когда вы начинаете меня цитировать.

[Дизак]

Brainstorm,

[[i]Да конечно закладывается. Примерно 3-4%... а сколько составила инфляция доллара за последние несколько лет?[/i]]

В среднем не более 4% в год. По формуле сложных процентов накопленная инфляция за последние 10 лет не превысила 43%.

[[i]У меня есть сомнения по поводу цифр $7 и $12 миллиардов. Предоставьте непосредственные ссылки на эти цифры, чтобы я мог убедится в верности контекста.[/i]]

Цифра 7 взята с сайта [url="http://www.caspiandevelopmentandexport.com/ASP/ACG.asp"]http://www.caspiandevelopmentandexport.com/ASP/ACG.asp[/url]. Сумма всех инвестиций 10 млрд. – 3 млрд. трубопровод. В итоге на АЧГ 7 млрд. Цифру $12 млрд. я взял из интервью Натика Алиева, к сожалению, сейчас затруднюсь дать ссылку.

[[i]US GAAP не написан для нефтяной индустрии. Индустрия имеет свою специфику. Говорю, это как практик в этой области. Но эти трудности классификации, это мелочь. В больших цифрах больших разногласий нет.[/i]]

В US GAAP-е есть специальные стандарты (FAS) по нефтяной отрасли, которые также применяются в IFRS-е (из-за отсутствия спец. регилирования).

[[i]Кроме трудности в классификации, есть вполне легальные стратегические решения, когда CAPEX замещается OPEX, или наоборот. На количество добываемых баррелей, они не влияют, но ваше уравнение "Capex/barrels" исказит[/i]]

Первый серьезный аргумент. Входит в копилку АЧГ с поправкой на «возможно».

[[i]PSA АЧГ истекает в 2024 году. Откуда у вас взялись 10-15 лет ? У меня получается около 30 лет..... И что вы называете интенсивной добычей ?[/i]]

Думаю, для вас не секрет, что основные объемы добычи будут в течение 10-15 лет. Далее добыча будет стремительно падать. Об этом не раз говорилось в интервью Н. Алиевым. Это же подтвердил Patriot в одной из дискуссий.

[[i]Да конечно, уточняются. Но ошибки происходят в обе стороны. Например, пример из моей работы. С одного из месторождений списали 6 миллионов баррелей из 80. В другом, добавили 4 миллиона к уже существующим 7 миллионам.[/i]]

Согласен. Если речь идет о “proved reserves”, а если речь идет об иных категориях? Повторяю, 5,4 млрд. баррелей АЧГ нигде не расшифровываются.

[[i]Что будет через 20 лет сказать трудно. Но запасов достаточно много, иначе никто не строил бы огромных трубопроводов и терминалов. Этим нефтяным компаниям нужны доходы, они никогда не будут марионетками в руках политиков. Вы переоцениваете влияние политиков на решения нефтяных компаний. Подумайте и о том, что есть и немалое обратное влияние, иногда даже более сильное.[/i]]

Согласен, что запасов достаточно много. Скажем, если окажется правдоподобная цифра в 4 млрд. баррелей, это все равно будет большая цифра и никто не останется в обиде.
Гигантские трубопроводы? Ну, добавите сюда Казахскую нефть и все станет очевидным.

Мое лично мнение - потребности Казахстана были учтены при строительстве БТД. Если мне не изменяет память, основной конфликт российских нефтяников и участников БТД был как раз, когда американцы расширялись на казахском рынке, а не когда собственно был задуман АЧГ и соответственно трубопровод.

[[i]Ясное дело, что на начальном этапе планирования БТД, делалась ставка на другие нефтяные PSA, но с их фиаско, необходимость в трубе не отпала, просто появилась бОльшая зависимость от казахстанской нефти, для обеспечения еще бОльшей рентабельности проекта. [/i]]

Другие PSA были еще до их начала обречены на провал. Каспий был более менее исследован еще при СССР, поэтому новые находки имели низкую вероятность и могли быть обнаружены на большых глубинах в удаленных районах. Как я знаю, бурение шло в основном на глубинах 6-7 км. Кстати, АЧГ как раз был открыт при союзе. Пока иностранцы ничего нового не нашли.

Сильно... ОЧЕНЬ сильно сомневаюсь, что кто-то в БИ ПИ закладывал нефть с этих призрачных месторождений в реальный трубопровод. Скорее все эти PSA были прикрытием для большей мощности трубы, на самом деле предназначенной для Казахстана.

[[i]Экономика строительства трубопровода такова, что увеличение пропускной способности, несильно влияет на общее удорожание проекта. Трубопроводы очень часто строятся с каким-то запасом в расчете на другие проекты. Подобных примеров из нефтяной индустрии можно привесто великое множество (например система трубопроводов "Forties" в Северном море).[/i]]

С каким-то запасом? Девид Вудфорд говорил не иначе как о запасе в 100% от первоначального объема. Звучит нелепо, особенно если иметь небольшое представление о технологии прокачки.

[[i]Приобретение "Unocal" со стороны "Chevron-Texaco", дало дополнительный импульс этому процессу. Так что, присоединение казахстанской нефти к БТД, это дело времени.[/i]]

Думаю вам известно, что слияния и поглощения не решаются за 1 день. Около года уходит только на согласование деталей сделки. При этом власти всегда одобряют, либо не одобряют те или иные из них. Вполне возможно, что это слияние было в изначальной стратегии Вашингтона, чтобы объяснить России, почему десятки миллионов тонн нефти ежегодно будут миновать ее территорию.

[[i]Я думаю, уже через несколько лет, трубопровод БТД во весь голос заявит всем своим пессимистам - "ваше дело - труба".....[/i]]

Я не говорю о рентабельности трубы. Я говорю о величине запасов. Труба окупится в любом случае.

[[i]Достаточно сказать, что первой из иностранных компаний, которая пришла в Россию с такими большими инвестициями была именно БП. Речь идет о компании ТНК-БП. Рынок несколько холодно отнесся к той сделке, но уже сейчас БП-ТНК производит значительно больше, чем изначально предполагалось.[/i]]

Скажу вам как осведомленный человек. Рост объемов добычи никак не связан с приходом Би Пи, это результат инвестиционной политики ТНК, акционеры которой решили обзавестись заморской крышей.

[[i]И научитесь пожалуйста, использовать тэги в цитатах. Мне трудно вас читать, когда вы начинаете меня цитировать.[/i]]

Буду вам очень благодарен, если подскажете, как это делается! После чего обязательно выполню вашу просьбу.

Дизак

[Brainstorm]

Все еще много спорный удверждений, но я уже устал. Писанина отнимает слишком много времени, а по телевизору идет Реал-Барселона.

Можете считать это своей победой на цейтноте.... нет время спорить.

[Дизак]

[quote name='Brainstorm' date='Apr 10 2005, 21:40 ']Все еще много спорный удверждений, но я уже устал. Писанина отнимает слишком много времени, а по телевизору идет Реал-Барселона.

Можете считать это своей победой на цейтноте.... нет время спорить.
[right][snapback]262161[/snapback][/right][/quote]

С вами было интересно общаться. Никакой победы, потому как я здесь не воевал, а обсуждал свое понимание. Моей целью не было уличить кого-то во лжи. Хотелось взвесить аргументы.

К сожалению, так до сих пор и не верится, что CAPEX per barrel на АЧГ может быть таким же низким, как у одного из лучших во всем регионе берегового месторождения. А с учетом его неменуемого удорожания, получается, что у АЧГ этот показатель вообще ниже.

Удачи

[Mannali]

Мне вот одного не понятно.
Допустим наша БТС и нееффективен.
А почему армяне ишут нефт В Армении? Даже Канадская компания для этого выделил 10 миллионов долларов.
А может армяне к Канадсам дали карту своей "великой Армении"?

[R.E.M.]

Дизак, что то вы не ответили на мой вопрос?
Неужели дискуссия была просто спора ради?

[Дизак]

[quote name='R.E.M.' date='Apr 10 2005, 00:15 ']Читаю посты Дизака и понимаю, что этот человек пытается доказать нам, что экономически АЧГ менее привлекателен чем Тенгиз, и столь высокая заинтересованность Запада в АЧГ может быть оправдана не столько экономическими, сколько геополитическими интересами в Аз-не.
Допустим это так, в чем я не совсем уверен. Но предположим вы правы. [color=red]И что?[/color]
[right][snapback]261676[/snapback][/right][/quote]

Моей целью было не доказать, что Тенгиз привлекательнее. Моей целью было показать, что "реальные" запасы нефти в Азербайджане отличаются от "раскрученных" цифр. Причем существенно. Это дискуссия была начата мной как бы в продолжение оценки доходов от "контракта века", которые колеблются от 40 до 120 млрд. долларов. - в течении 20 лет.
Кстати, только вспоминил - год или два назат The Economist писал о 20 или 30 млрд. У кого есть подписка, пожалуйста, сверьте, может ошибаюсь.

[color=red]Вот что.[/color]

Дизак

[Дизак]

Кстати, я немного разобрался, что такое заявленные 5,4 млрд. баррелей.
Так вот это [b]Recoverable Reserves[/b], то есть те резервы, которые "можно" извлечь при существующих технологиях.

Эта категория включает:

[b]Recoverable units include both proved reserves (developed and undeveloped) and additional reserves.[/b]

proved developed - резервы доказаны и осуществлены инвестиции, необходимые на их извлечение.

proved undeveloped - резервы доказаны, но необходимые мощности по добыче не сооружены.

additional reserves - сомнительные оценки.

Итак, очевидно, что инвестиции относятся "в основном" к категории proved developed (За исключением общих мощностей, например, терминала. Такие вложения будут использованы в дальнейшем и для proved undeveloped).

Остается вопрос - сколько в Recoverable Reserves проекта АЧГ этих самых "additional reserves"?

Судя по политизированности вопроса, ограниченному объему инвестиций (пока как я знаю, больше не планируется масштабных вложений) и, позвольте сказать откровенно, безумно низкому соотношению "CAPEX/ recoverable barrel" их не мало.

Пусть компетентные юзеры поправят меня, если я что-то написал не так.

Дизак

[Brainstorm]

В принципе, по категориям верно... только там еще 7-8 категорий есть

Есть определенные правила, когда можно переклассифицировать резервы из одной категорию в другую. Это довольно обширный материал, и я этим занимаюсь с неохотой даже, когда мне за это платят (т.е. в рабочее время). А сейчас просто сил нет.....

В очередной раз говорю, никто резервы не занижает и не завышает.... Вы переоцениваете политизированность вопроса. Никто по резервам обманывать не будет....слишком много людей имеют доступ к информации, чтобы можно было это легко скрывать.
Я знаю, что знаю ситуацию, и мне нескольки смешны ваши подозрения.

[Дизак]

[quote name='Brainstorm' date='Apr 13 2005, 01:40 ']В принципе, по категориям верно... только там еще 7-8 категорий есть

Есть определенные правила, когда можно переклассифицировать резервы из одной категорию в другую. Это довольно обширный материал,  и я этим занимаюсь с неохотой даже, когда мне за это платят (т.е. в рабочее время). А сейчас просто сил нет.....

В очередной раз говорю, никто резервы не занижает и не завышает....  Вы переоцениваете политизированность вопроса. Никто по резервам обманывать не будет....слишком много людей имеют доступ к информации, чтобы можно было это легко скрывать.
Я знаю, что знаю ситуацию, и мне нескольки смешны ваши подозрения.
[right][snapback]264240[/snapback][/right][/quote]

Brainstorm,

Спасибо за внимание! Но о каком обмане идет речь? Речь идет об "оценках", даже признаваемых сомнительными (в составе Recoverable oil). Никакого обмана, как я уже не раз писал! Просто своеобразная подача информации.

Кстати, обратите внимание вот на что. Западные компании в своих отчетах практически всегда раскрывают величину proved reserves, а Recoverable очень... ОЧЕНЬ редко. Категория Recoverable reserves практически не используется в виду включения именно сомнительных оценок.

Интересно, что в случае с АЧГ операционная компания раскрыла именно Recoverable reserves. И вы говорите о переоценке политизированности

История человечества знает и более масштабные и коварные заговоры

[Brainstorm]

Никто не требует никаких других резервов, кроме "Proved reserves", поэтому никаких других резервов в отчетах и не публикуется.

Раскрытие "Proved reserves" это statutory requirement:
- для SEC в США;
- и по правилам SORP (Statement of Recognised Practices - issued by the Oil Industry Accounting Committee) в Британии..

А публикация "recoverable reserves" это больше для прессы и аналитиков. Но за этими данными сидят реальные расчеты, карты, логи, и т.д.

Перевод в категорию "Proved Reserves" связан с реализацией бухгалтерского принципа "matching principle".... В нефтяной индустрии (в upstream) для амортизации основных средств принят метод "Unit of production"... когда "Capex for depreciation purposes should be matched to reserves delivered through this capital investment". Т.е. пока не потрачен CAPEX, резервы сидят в категории "Non-proved reserves - cagerory 1 или category 0". Они не сомнительные, просто по правилам классификации, до начала инвестиций нельзя переводить их в категорию "Proved reserves"
С началом инвестиций, они переклассифицируятся в "Proved Undeveloped" (здесь еще две подкатегории), а когда пойдет нефть, то только потом они переходят в категория "Proved Developed". Т.е. резервы, которые будут добыты при помощи будущих инвестиций, пока не сидят в "Proved reserves"....

короче, это обширный материал.... Тем более, что кажется я сам себе что-то доказываю.....

Ваши сомнения напрасны.... Нефть есть.....

[Дизак]

Brainstorm,

Вы запутались. Сначала вы подтверждаете, что Recoverable reserves включает "сомнительные" оценки, потом говорите, что все эти 5,4 млрд. баррелей самая что ни наесть настоящая цифра. За которую вы просто таки ручаетесь.

[i][А публикация "recoverable reserves" это больше для прессы и аналитиков. Но за этими данными [color=red]сидят реальные расчеты, карты, логи, и т.д.][/color][/i]

А в расчетах сидят формулы с коэфициентами вероятности, которые геологи часто выбирают на основе своих оценок?

Не лукавьте. Аналитики не используют категорию Recoverable reserves. Вчера я пытался выяснить, что это за категория и обращался к людям, работающим с информацией по резервам. Их было трое (2 экспатов). НИКТО не знал, что такое Recoverable reserves, они лишь делали предположения и отсылали меня к классификатору.

Повторяю, я не разу не встречал, чтобы Западная компания раскрывала Recoverable reserves даже просто для справки. Кстати, а почему бы АЧГ не раскрыть свои proved reserves, при том что основная стадия инвестирования уже почти завершилась

Маленький вопрос. Можно ли ожидать, что Recoverable reserves будут извлечены с показателем, близким к 100%? Мы говорим, не об АЧГ, а вообще.

[Ваши сомнения напрасны.... Нефть есть.....]

Удивительно, если бы ее не было. Вопрос в том, столько ли ее сколько рекламируют.

[Salamander]

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 04:33 ']Удивительно, если бы ее не было. Вопрос в том, столько ли ее сколько [color=red]рекламируют.[/color][/quote]


Дизак, никак не пойму, чего же вы все-таки тут пытаетесь доказать? И главное кому – себе или нам? Наша нефть – прямо зазноба вашей души. Дизак, дышите глубже, не делайте резких вдохов и выдохов.

[Brainstorm]

Кажется, мне пора увольняться со своей работы....

Как, сказал Эрнест Резерфорд:
[i]"Если ученый не может объяснить, чем он занимается, уборщице, моющей пол в его лаборатории, то значит он сам не знает, чем он занимается". [/i]

Извиняюсь за невольное сравнение - все претензии к Резерфорду.
Если успею, на остальные вопрoсы отвечу во время обеденного перерыва.

[Brainstorm]

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 04:33 ']Brainstorm,
Вы запутались. Сначала вы подтверждаете, что Recoverable reserves включает "сомнительные" оценки, потом говорите, что все эти 5,4 млрд. баррелей самая что ни наесть настоящая цифра. За которую вы просто таки ручаетесь.
[i][А публикация "recoverable reserves" это больше для прессы и аналитиков. Но за этими данными [color=red]сидят реальные расчеты, карты, логи, и т.д.][/color][/i]
А в расчетах сидят формулы с коэфициентами вероятности, которые геологи часто выбирают на основе своих оценок?
[right][snapback]264308[/snapback][/right][/quote]
Дизак,
наш спор переходит в стадию классического интернет-спора, когда начинается вольное цитирование оппонента, и основной предмет спора уходит на второй план, уступая место спорам насчет точности цитирования и неправильной интерпретации чужих слов. Я стараюсь таких споров избегать. И тем не менее...

Термина "сомнительные оценки" я не употреблял. Этот термин мне не знаком на русском языке, и я не могу не угадать его английского эквивалента.
Еще раз насчет классификации:
Официальная терминология SEC (Securities and Exchange Commission ) и SORP (Statements of Recommended Practice) использует 11 разных подкатегорий для резервов - 4 подкатегории для "Proved Reserves" и 7 подкатегорий для "Non-Proved reserves". Нефтяные компании обязаны разглашать данные только по "Proved Reserves".
Официальная терминология, действительно не использует термина "recoverable reserves". Я так и написал, что этот термин используется для прессы и аналитиков. Дальше в следующем абзаце.


[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 04:33 ']Не лукавьте. Аналитики не используют категорию Recoverable reserves. Вчера я пытался выяснить, что это за категория и обращался к людям, работающим с информацией по резервам. Их было трое (2 экспатов). НИКТО не знал, что такое Recoverable reserves, они лишь делали предположения и отсылали меня к классификатору.
[right][snapback]264308[/snapback][/right][/quote]
Кого вы имеете ввиду под "аналитиками" ? Термин, или скорее выражение "Recoverable reserves" существует !!! . Мне очень и очень удивительно, что из трех людей "работающих с информацией по резервам" "НИКТО не знал, что такое Recoverable reserves" (Вы случайно не в Shell работаете - они известны своей некомпетентностью в этой области). У ""Recoverable reserves" очень простое определение, и оно ясно из самого названия - это те резервы, которые можно добыть из данного месторождения (на основе существующих расчетов).
Под неофициальным выражением "Recoverable Reserves" существует деление этих резервов на официальные категории, но простому обывателю это ничего не скажет, и потому и используется это неофициальное выражение. И используется оно больше для прессы и простого обывателя. Но это цифра не берется "с потолка" - она появляется в результате расчетов (которые естественно могут быть ошибочны) - Reserves' estimation is an art, not a science.

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 04:33 ']Повторяю, я не разу не встречал, чтобы Западная компания раскрывала Recoverable reserves даже просто для справки. Кстати, а почему бы АЧГ не раскрыть свои proved reserves, при том что основная стадия инвестирования уже почти завершилась   
[right][snapback]264308[/snapback][/right][/quote]

Не встречали????? Ну так встречайте - "Западные компании раскрывают Recoverable reserves":

[i]"ChevronTexaco announce a new oil and gas discovery in the Faroe-Shetland Channel, located in 3,600 feet of water, is 80 miles north-west of Eshaness on Shetland in an area know as the Rosebank-Lochnagar in the northernmost outcrop of the UK from the Faroe Islands. Speculations that it could contain as much as 500 million barrels of recoverable crude...."[/i] Ссылка - [url="http://www.surveyorsguide.com/Articles/Article_44.htm"]http://www.surveyorsguide.com/Articles/Article_44.htm[/url]

[i]"ExxonMobil estimates that Block 15 contains 4.5 billion barrels of recoverable hydrocarbon oil equivalent".[/i] Ссылка - [url="http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/angola.html"]http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/angola.html[/url]

[i]"Several significant discoveries have been made on deepwater offshore Block 17, located northwest of Luanda. The Girassol field was discovered in 1996 in 4,500 feet (1,365 meters) of water. Girassol is estimated to contain 725 million barrels of recoverable reserves. TotalFinaElf, operator with 40% interest in the Block 17 PSA, and its partners ExxonMobil (20%), BP (16.67%), Statoil (13.33%), and Norsk Hydro (10%) decided....." [/i] - Ссылка - [url="http://www.embangola-can.org/crudeoil.html"]http://www.embangola-can.org/crudeoil.html[/url]

[i]"BP, on behalf of the Clair field Partners, has announced that oil has begun flowing from the Clair field, 47 miles west of Shetland. The field was, until now, one of the largest remaining undeveloped reservoirs in the UKCS, with estimated recoverable reserves of 250 million barrels of oil from the initial part of the development. " - [/i]Ссылка. [url="http://www.oilvoice.com/m/uploadDetail_public.asp?upload_ID=3322"]http://www.oilvoice.com/m/uploadDetail_pub...?upload_ID=3322[/url]


[i]The Husky Energy operated White Rose oil and gas field is estimated to contain an initial 230 million barrels of recoverable reserves in a South Pool and 1.7 Tcf of natural gas. [/i] Ссылка - [url="http://www.aapg.org/explorer/2002/01jan/canada_eastcoast.cfm"]http://www.aapg.org/explorer/2002/01jan/canada_eastcoast.cfm[/url]

[i]Development plans to boost production include drilling 86 new wells, and Qatar Petroleum recently announced a tender for work related to gas-reinjection to maintain pressure in the field. Bul Hanine holds approximately 700 million barrels of recoverable reserves. [/i] Ссылка - [url="http://www.nigc.org/eia/qatar.asp"]http://www.nigc.org/eia/qatar.asp[/url]

[i]"Hardman Resources said its Tiof oil discovery off Mauritania is estimated to hold recoverable reserves of 375 million bbl".[/i] Ссылка - [url="http://www.spe.org/spe/jpt/jsp/jptmonthlysection/0,2440,1104_11038_2431164_2444692,00.html"]http://www.spe.org/spe/jpt/jsp/jptmonthlys...2444692,00.html[/url]

Хватит?

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 04:33 ']Маленький вопрос. Можно ли ожидать, что Recoverable reserves будут извлечены с показателем, близким к 100%? Мы говорим, не об АЧГ, а вообще.
[right][snapback]264308[/snapback][/right][/quote]

Да конечно. Под "Recoverable Reserves" имеются ввиду именно те 100% резервов, которые оператор проекта собирается извлечь. В ходе осуществления проекта, эта цифра будет меняться. С одинаковой вероятностью как вырасти, так и уменьшиться. Повторюсь - Reserves' estimation is an art, not a science.

[Дизак]

Brainstorm,

К сожалению, сейчас нет времени вчитаться в ваш пост. Сделаю это вечером и обязательно отчечу. А пока представляю вашему вниманию интересный материал одного из крупнейших инвестиционных банков России - RenCap.

[b]LUKOIL ACG Sale To Be Welcomed On All Accounts[/b]
Buy; Target Price US$20.62

Late on Friday, LUKOIL announced that it has signed a non-binding term sheet with a major Japanese oil company to sell its entire interest in the Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) project in the Azerbaijani Caspian. The consideration was said to exceed US$1.25 billion in cash for LUKOIL’s 10% stake in the project’s PSA, its 11.11% operating interest, and interests in other ancillary assets. The sale requires the consent of the State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR), and other participants in the ACG consortium. LUKOIL added that the right to sell was subject to pre-emptive rights by a third party.
The ACG fields are currently operated under a PSA by the Azerbaijan International Operating Company (AIOC). The PSA encompasses the south-eastern portion of the Gunashli Field (Deep Water Gunashli) and all the Chirag and Azeri fields. The term of the contract is 40 years. BP operates the properties, at which production began in November 1999. [b]The estimated oil in place is 4.6 billion bbls and 7.8 billion bbls in the proved and proved plus probable categories, respectively, while recoverable oil is estimated at 1.7 billion bbls and 3.1 billion bbls in the proved and proved plus probable categories, respectively, assuming recovery factors of 37.0% for the proved and 39.7% for the proved and probable categories.[/b] No gas reserves are attributable to the AIOC members, as any gas not used in operations remains the property of SOCAR under the terms of the contract. LUKOIL’s attributable share of reserves in ACG was 119.4 million bbls in the proved reserve category and an additional 83.6 million in the probable category.
[b]We believe the achieved sale price of US$6.16/bbl of reserves (proved plus probable) can only be described as excellent.[/b] The proceeds would represent a substantial premium to the NPV (US$832 million) for ACG included in the Miller and Lents year-end 2001 reserve audit. LUKOIL said that this transaction was part of the company’s asset optimisation programme. It added that this deal represented another step towards the fulfillment of the company's strategic restructuring programme announced back in April, although we would strongly argue that this move represents a major strategic volte-face, although one that we have flagged as being possible (and to be welcomed) in recent weeks. LUKOIL said that it was still considering the possibility of reducing its interest in other projects in which it is not an operator (in reference to Shah Deniz and Meleiha, presumably), and investing any raised capital into highly-efficient core asset acquisitions in Russia, importantly including privatisations. That LUKOIL now has the fire power, and desire, to bid for Slavneft is undeniable.

Adam Landes
Telephone: + 44 (20) 7367 7741
© 2002 Renaissance Capital Holdings Limited. All rights reserved
Privacy Policy, Term & Conditions
------------------------------------------------------------------------------------------

Вам не кажется, что указанные цифры значительно отличаются от тех 5,4 млрд. баррелей?

Речь идет о том, что Лукойл продал свою долю в участии, которая давала компании право на 203 млн. баррелей за $1 250 млн. Участие Лукойла 11,11%. То есть все резервы = 1,8 млрд. баррлей.

Буду рад выслушать ваши комментарии.

Дизак

[ComeRun]

[b]Брейн:[/b]

Удивляюсь и восхищаюсь твоему терпению!

[b]Дизак:[/b]

Извините за аналогию, но коньяк Арарат хуже чем Hennessey - это факт! Не думаю, что кто нибудь из азербайджанских юзеров с пеной у рта будет доказывать Вам это!

Ну что же Вы так пытаетесь нам доказать, что АЧГ хуже Тенгиза? Расслабтесь, сядьте поудобнее с бокалом Арарата в кресло и если позволят условия - наблюдайте издалека как успешено развиваются [b]оба[/b] этих проекта!

ЗЫ. Зато у Вас Дудук есть!

[Brainstorm]

Дизак,
"Один из крупнейших инвестиционных банков России" говорите?... Ну что же, посмотрим, насколько его размер влияет на достоверность его анализов....

Начну в лучших традициях американских адвокатов - с дискредитирования вашего главного свидетеля - "крупнейшего инвестиционного банка России" или "Renaissance Capital Holdings Limited"..смотря кто сочинил этот документ.

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']The ACG fields are currently operated under a PSA by the Azerbaijan International Operating Company (AIOC). The PSA encompasses the south-eastern portion of the Gunashli Field (Deep Water Gunashli) and all the Chirag and Azeri fields. The term of the contract is 40 years.
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]
40 лет говорите?....PSA истекает в 2024 году. Достаю свой калькулятор (марка AURORA - DT352 - made in China) 2024-40=1984 год. Получается PSA заключен в 1984 году ???? Наверное, в этом "крупнейшем инвестиционном банке России" собрались любители известной антиутопии Джорджа Оруэлла...
Интересно, а кто дал добро на этот PSA в 1984? Андропов или Черненко ? Надо полагать, это был Андропов, и сразу после этого поступка умер в феврале 1984 года... Одна неточность в цифрах уже уже есть. Правильный ответ - 30 лет.

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']BP operates the properties, at which production began in November 1999.
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]
В ноябре 1999 года пошла первая нефть?...опять неточность. Первая нефть с платформы "Чираг" пошла 7 ноября 1997. Я сам её не видел на платформе, но там был ныне покойный Гейдар Алиев. Даже есть фотографии, где он символически обмазывает себе лицо первой нефтью. Неужели вы думаете, что его обманули и на самом деле это была не нефть? (вспомнилась похожая сценка из фильма "Не бойся я с тобой"). Сами понимаете, покойному президенту такая шутка не понравилась бы... Еще одна неточность в цифрах. Правильный ответ - в ноябре 1997 года.


Теперь, уличив свидетеля в двух ошибках, и показав, что доверять его числам нельзя, поехали дальше.


[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']The estimated oil in place is 4.6 billion bbls and 7.8 billion bbls in the proved and proved plus probable categories, respectively, while recoverable oil is estimated at 1.7 billion bbls and 3.1 billion bbls in the proved and proved plus probable categories, respectively, assuming recovery factors of 37.0% for the proved and 39.7% for the proved and probable categories.[/b] No gas reserves are attributable to the AIOC members, as any gas not used in operations remains the property of SOCAR under the terms of the contract.
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]
Данный абзац говорит о 1.7+3.1=4.8 миллиардов баррелей "Recoverable reserves" , что несколько меньше 5.4 миллиардов, которые фигурировали ранее, но и этому есть обьяснение, причем в самом абзаце. Дело в том, что участники PSA имеют право только на нефть, а весь попутный газ, принадлежит ГНКАР, т.е. на 100% Азербайджану. Возможно, разница в 0.6 миллиарда, как раз и сидит в "газе", который учитывается при общих обьемах месторождения, но не учитывается для подсчета доли участников проекта (т.к он им не принадлежит).

[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']Вам не кажется, что указанные цифры значительно отличаются от тех 5,4 млрд. баррелей?
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]
В предыдущем абзаце я уже обьяснил возможную разницу между ранее фигурирующими 5.4 миллиардами и 4.8 миллиардами из самой статьи. Согласитесь разница, не так уж и велика - около 10%.
Более того, "recovery factors" при оценке этих резервов уже устарели. Технология добычи нефти не стоит на месте, и "recovery factors" постоянно растут. Кто знает, сколько нефти дополнительно мы сможем выжать при технологиях 2015-2020 годов?
И еще один "более того". Цены на нефть тоже растут, а значит то, что было невыгодно при 20 долларах может быть выгодно при 40-50 долларах, а значит количество извлекаемых резервов еще больше возрастет..... Это явление сейчас хорошо иллюстрировать на примере месторождений Северного моря. Некоторые месторождения должны были исчерпать себя еще несколько лет назад, однако высокие цены на нефть все еще позволяют им работать "на прибыль"


[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']Речь идет о том, что Лукойл продал свою долю в участии, которая давала компании право на 203 млн. баррелей за $1 250 млн. Участие Лукойла 11,11%. То есть все резервы = 1,8 млрд. баррлей.
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]

А вот здесь уже ваша ошибка в подсчетах из-за незнания механизма распределения прибылей проекта. Yani4ar в одной из тем, об этом уже рассказывал (и удивил меня знанием этого предмета.).
Дело в том, что добываемая нефть не делится между участниками проекта согласно их долевому участию. Т.е. Лукойл имея около 10% долевого участия, вовсе не рассчитывал на 540 или 480 миллионов баррелей. (смотря какую оценку мы выбрали из предыдущего подответа). Как я уже говорил, механизм "cost recovery" достаточно сложен, и зависит от цен на нефть, LIBOR rate и т.д.
Долевое распределение начинается только после того, как Азербайджан получает свой процент "profit oil". И в процессе написания ответа, я вижу что мой коллега Cheltis уже обратил на это внимание. Т.е. Лукойл получил бы меньше чем 10% от всех "Recoverable reserves". В статье говорится о 203 миллионах баррелей, что и подтверждает наши утверждения.
Если вы поняли свою ошибку в подобных подсчетах (т.е. прямое использование долевого участия), то теперь вы должны понять, что доля Азербайджана не 10% как вы думали раньше, а намного больше. Не думаю, что этот факт вас обрадует. Более того, чем выше цена нефти, тем меньше нефти достается иностранным участникам, и больше - Азербайджану.


[quote name='Дизак' date='Apr 13 2005, 17:41 ']We believe the achieved sale price of US$6.16/bbl of reserves (proved plus probable) can only be described as excellent. The proceeds would represent a substantial premium to the NPV (US$832 million) for ACG included in the Miller and Lents year-end 2001 reserve audit.
[right][snapback]264908[/snapback][/right][/quote]
С моей стороны будет неправильно оценивать этот абзац "задним умом", но возможно продажа была "excellent" при ценах 2002 года. Но при нынешних ценах на нефть и прогнозах на будущее, Лукойл совершил ошибку, и ваш "свидетель" ошибся и в этом факте.

Это и будет моим последним гвоздем в гроб анализа этой статьи.