Главный директор по энергетическому направлению Алексей Громов дал комментарий интернет-порталу Baltnews касательно реальной возможности замещения СПГ поставок российского трубопроводного газа в странах ЕС (https://baltnews.ee/nord_stream/20220201/1020099993/Spasitelnyy-SPG-ne-pridet-SShA-pytayutsya-prodat-Evrope-vozdukh.html). Полностью заменить российский газ в Европе практически невозможно. Трубопроводы из других стран не смогут покрыть такие объемы, а СПГ по долгосрочным контрактам не захотят покупать даже страны ЕС. Впрочем, Катару, как и США, выгоднее продавать сжиженный газ в Азию.
Baltnews
Спасительный СПГ не придет: США пытаются продать Европе "воздух"
Полностью заменить российский газ в Европе практически невозможно. Трубопроводы из других стран не смогут покрыть такие объемы, а СПГ по долгосрочным контрактам не захотят покупать даже страны ЕС. Впрочем, Катару, как и США, выгоднее продавать сжиженный газ…
+10 млрд кубометров: кто в выигрыше?
"Газпром" и CNPC договорились об увеличении поставок российского газа на 10 млрд кубометров. Таким образом, портфель китайских контрактов "Газпрома" вырос до 48 млрд кубометров.
Насколько выгоден для России экспорт газа в Китай? В декабре 2021 г. "Газпром" поставил в КНР 1,22 млрд кубометров по $191/тыс. м3. Импорт из Туркмении обходился китайским компаниям в 1,3 раза дороже, а за СПГ приходилось платить в 3,8 раза больше.
В 2022 г. при средней цене на нефть в $90/барр. стоимость российского газа для КНР может составить лишь $232/тыс. м3 против $350-360/тыс. м3 при поставках в ЕС. Будут ли условия по новому контракту лучше?
#Китай #газ #Газпром
"Газпром" и CNPC договорились об увеличении поставок российского газа на 10 млрд кубометров. Таким образом, портфель китайских контрактов "Газпрома" вырос до 48 млрд кубометров.
Насколько выгоден для России экспорт газа в Китай? В декабре 2021 г. "Газпром" поставил в КНР 1,22 млрд кубометров по $191/тыс. м3. Импорт из Туркмении обходился китайским компаниям в 1,3 раза дороже, а за СПГ приходилось платить в 3,8 раза больше.
В 2022 г. при средней цене на нефть в $90/барр. стоимость российского газа для КНР может составить лишь $232/тыс. м3 против $350-360/тыс. м3 при поставках в ЕС. Будут ли условия по новому контракту лучше?
#Китай #газ #Газпром
Северо-восток Китая: нужно больше газа
За 2010-21 гг. потребление угля в Пекине упало в 22 раза, до 1,2 млн т в 2021 г. - благодаря переводу ТЭЦ и котельных на природный газ и ограничения использования угля в промышленности и населением. За это же время потребление газа в Пекине выросло в 2,7 раза, превысив 24 млрд кубометров.
Благодаря этому "энерго-переходу" концентрация твердых частиц (PM2.5) в воздухе в Пекине за последние 8 лет упала более чем на 60%. Но достигнутые в 2021 г. уровни (33 мкг/м3 воздуха) остаются более чем2 раза выше рекомендуемых ВОЗ ПДК, и в 2-3 раза выше показателей мегаполисов Западной Европы - из-за соседних "угольных" Хэбэя и Тяньцзина.
Перевод на природный газ предприятий в соседних с Пекином регионах может решить эту проблему, но для сокращения спроса на уголь лишь на 5% потребуется 9 млрд кубометров природного газа в год, что сравнимо с подписанным сегодня контрактом.
#Китай #газ #потребление
За 2010-21 гг. потребление угля в Пекине упало в 22 раза, до 1,2 млн т в 2021 г. - благодаря переводу ТЭЦ и котельных на природный газ и ограничения использования угля в промышленности и населением. За это же время потребление газа в Пекине выросло в 2,7 раза, превысив 24 млрд кубометров.
Благодаря этому "энерго-переходу" концентрация твердых частиц (PM2.5) в воздухе в Пекине за последние 8 лет упала более чем на 60%. Но достигнутые в 2021 г. уровни (33 мкг/м3 воздуха) остаются более чем2 раза выше рекомендуемых ВОЗ ПДК, и в 2-3 раза выше показателей мегаполисов Западной Европы - из-за соседних "угольных" Хэбэя и Тяньцзина.
Перевод на природный газ предприятий в соседних с Пекином регионах может решить эту проблему, но для сокращения спроса на уголь лишь на 5% потребуется 9 млрд кубометров природного газа в год, что сравнимо с подписанным сегодня контрактом.
#Китай #газ #потребление
Украина и UCTE-1: до встречи в 2023 г.?
Коллеги обратили внимание на сообщение белорусского Минэнерго о временном отключении Украиной трансграничных сетей, связывающих энергосистему страны с Россией и Белоруссией.
Пока что все идет по плану – по плану «Укрэнерго». Решение о проведении испытания работы украинской энергосистемы в изолированном режиме в феврале 2022 г. было принято ещё летом 2021 г. Тогда же предполагалось, что в 2022 г. будет проведено несколько (как минимум, 3) таких тестов, для того чтобы понять, насколько устойчивой и надежной будет работа энергосистемы без перетоков с ЕЭС/ОЭС в разных условиях (в зависимости от времени года, недельной нагрузки, средней температуры и т.д.).
В начале феврале «Укрэнерго» получило от НКРЭКУ дополнительные полномочия, позволяющие проводить испытания работы украинской энергосистемы в «изолированном режиме», и сразу же утвердило формальный срок первых таких «испытаний».
Более того, в украинском Минтопэнерго с июля 2021 г. действует целая рабочая группа «по синхронизации с ENTSO-E» во главе с министром Германом Галущенко. Отключение от ЕЭС/ОЭС и синхронизация с энергосистемой стран ЕС запланированы на 2023 г. и могут стать самыми стремительными в истории европейской энергетики.
#Украина #ЕЭС #UCTE #электроэнергетика
Коллеги обратили внимание на сообщение белорусского Минэнерго о временном отключении Украиной трансграничных сетей, связывающих энергосистему страны с Россией и Белоруссией.
Пока что все идет по плану – по плану «Укрэнерго». Решение о проведении испытания работы украинской энергосистемы в изолированном режиме в феврале 2022 г. было принято ещё летом 2021 г. Тогда же предполагалось, что в 2022 г. будет проведено несколько (как минимум, 3) таких тестов, для того чтобы понять, насколько устойчивой и надежной будет работа энергосистемы без перетоков с ЕЭС/ОЭС в разных условиях (в зависимости от времени года, недельной нагрузки, средней температуры и т.д.).
В начале феврале «Укрэнерго» получило от НКРЭКУ дополнительные полномочия, позволяющие проводить испытания работы украинской энергосистемы в «изолированном режиме», и сразу же утвердило формальный срок первых таких «испытаний».
Более того, в украинском Минтопэнерго с июля 2021 г. действует целая рабочая группа «по синхронизации с ENTSO-E» во главе с министром Германом Галущенко. Отключение от ЕЭС/ОЭС и синхронизация с энергосистемой стран ЕС запланированы на 2023 г. и могут стать самыми стремительными в истории европейской энергетики.
#Украина #ЕЭС #UCTE #электроэнергетика
Украина и UCTE-2: стремительный домкрат
Однако с будущим объединением могут возникнуть проблемы. И дело даже не в том, что украинское Минтопэнерго собирается синхронизировать украинскую энергосистему с объединением операторов энергосистем ENTSOE-E, а не с собственно европейской энергосистемой (UCTE). Проблема – в топологии украинских энергосетей, географическом распределении крупных электростанций и потребителей.
Крупнейшие потребители и электростанции находятся на востоке и в центре страны, и для обеспечения перетоков в западном направлении «Укрэнерго» нужно будет серьезно расширить имеющиеся сетевые мощности.
В декабре 2021 г. «Укрэнерго» заявило о том, что на подготовку к синхронизации с UCTE уже было потрачено €0,6 млрд. В масштабах украинской энергосистемы это совсем немного.
В 2014 г. прокладка подводного кабеля Est Link 2 (пропускной способностью 650 МВт) между Эстонией и Финляндией стоила €0,32 млрд. Страны Балтии готовятся к синхронизации с UCTE уже больше 5 лет и планируют отключится от ЕЭС/ОЭС лишь в 2025 г. Уже после строительства Est link 1/2, LitPolLink, Swed Link и серьезных инвестиций в модернизацию магистральных энергосетей, Еврокомиссия выделила странам Балтии €0,72 млрд «на синхронизацию с европейской энергосистемой».
Объединение украинской энергосистемы с UCTE может потребовать инвестиций в более чем €10 млрд, но ни Украина, ни ЕС пока что не планируют такие траты.
Сейчас в синхронном режиме с UCTE работают Бурштынская ТЭС мощностью 2,33 ГВт и 2 энергоблока Добротворской ТЭС (мощностью 2х150 МВт). Однако выделение «энерго-островов» для экспорта электроэнергии в Европу и полная синхронизация с UCTE – две разные истории.
#Украина #UCTE #Укрэнерго
Однако с будущим объединением могут возникнуть проблемы. И дело даже не в том, что украинское Минтопэнерго собирается синхронизировать украинскую энергосистему с объединением операторов энергосистем ENTSOE-E, а не с собственно европейской энергосистемой (UCTE). Проблема – в топологии украинских энергосетей, географическом распределении крупных электростанций и потребителей.
Крупнейшие потребители и электростанции находятся на востоке и в центре страны, и для обеспечения перетоков в западном направлении «Укрэнерго» нужно будет серьезно расширить имеющиеся сетевые мощности.
В декабре 2021 г. «Укрэнерго» заявило о том, что на подготовку к синхронизации с UCTE уже было потрачено €0,6 млрд. В масштабах украинской энергосистемы это совсем немного.
В 2014 г. прокладка подводного кабеля Est Link 2 (пропускной способностью 650 МВт) между Эстонией и Финляндией стоила €0,32 млрд. Страны Балтии готовятся к синхронизации с UCTE уже больше 5 лет и планируют отключится от ЕЭС/ОЭС лишь в 2025 г. Уже после строительства Est link 1/2, LitPolLink, Swed Link и серьезных инвестиций в модернизацию магистральных энергосетей, Еврокомиссия выделила странам Балтии €0,72 млрд «на синхронизацию с европейской энергосистемой».
Объединение украинской энергосистемы с UCTE может потребовать инвестиций в более чем €10 млрд, но ни Украина, ни ЕС пока что не планируют такие траты.
Сейчас в синхронном режиме с UCTE работают Бурштынская ТЭС мощностью 2,33 ГВт и 2 энергоблока Добротворской ТЭС (мощностью 2х150 МВт). Однако выделение «энерго-островов» для экспорта электроэнергии в Европу и полная синхронизация с UCTE – две разные истории.
#Украина #UCTE #Укрэнерго
Украина и UCTE-3: воспоминание о "Мире"
Конечно, энергосистема УССР ещё с 1960-х гг. была связана с энергосистемами стран Восточной Европы, часть этой инфраструктуры остается в рабочем состоянии и сейчас (и используется для поставок электроэнергии из Бурштынского энерго-острова).
Но вопрос не только в физическом наличии инфраструктуры – в последние годы украинская энергосистема столкнулась с разуплотнением графика (рост доли населения и сферы услуг в общем спросе), при этом собственные маневренные мощности остаются сравнительно небольшими: 6,3 ГВт ГЭС (11,5% от всех мощностей), 20,3 ГВт крупных ТЭС (36,8%). Многие ТЭС работают в базовом режиме, сейчас средний суточный диапазон регулирования для ГЭС составляет 0,8-1 ГВт, ТЭС – 1 ГВт. Остальное – покрывается за счет перетоков.
И здесь – сюрприз, сюрприз – большой переток формируется по-прежнему Россией (даже при «нулевом экспорте/импорте»). При этом важны не только перетоки из России, но и в Россию – что позволяет балансировать энергосистему зимой и не ограничивать выработку АЭС.
Вопрос о перетоках после отсоединения от ЕЭС/ОЭС – не единственный. Что будет с энергосистемой Донбасса? Как будут формироваться цены на оптовом рынке Украины? Ответов нет, но многое, действительно, станет ясно после 28 февраля – 3 дня изолированной работы покажут реальную готовность «Укрэнерго» к выходу из ЕЭС/ОЭС.
#Украина #Укрэнерго #UCTE
Конечно, энергосистема УССР ещё с 1960-х гг. была связана с энергосистемами стран Восточной Европы, часть этой инфраструктуры остается в рабочем состоянии и сейчас (и используется для поставок электроэнергии из Бурштынского энерго-острова).
Но вопрос не только в физическом наличии инфраструктуры – в последние годы украинская энергосистема столкнулась с разуплотнением графика (рост доли населения и сферы услуг в общем спросе), при этом собственные маневренные мощности остаются сравнительно небольшими: 6,3 ГВт ГЭС (11,5% от всех мощностей), 20,3 ГВт крупных ТЭС (36,8%). Многие ТЭС работают в базовом режиме, сейчас средний суточный диапазон регулирования для ГЭС составляет 0,8-1 ГВт, ТЭС – 1 ГВт. Остальное – покрывается за счет перетоков.
И здесь – сюрприз, сюрприз – большой переток формируется по-прежнему Россией (даже при «нулевом экспорте/импорте»). При этом важны не только перетоки из России, но и в Россию – что позволяет балансировать энергосистему зимой и не ограничивать выработку АЭС.
Вопрос о перетоках после отсоединения от ЕЭС/ОЭС – не единственный. Что будет с энергосистемой Донбасса? Как будут формироваться цены на оптовом рынке Украины? Ответов нет, но многое, действительно, станет ясно после 28 февраля – 3 дня изолированной работы покажут реальную готовность «Укрэнерго» к выходу из ЕЭС/ОЭС.
#Украина #Укрэнерго #UCTE
«Зеленая таксономия» ЕС для АЭС: решение, которое (не) важно
31 декабря Еврокомиссия предложила включить в «зеленую таксономию» ряд проектов в атомной и газовой генерации. Новые АЭС могут претендовать на статус «зеленых» в случае: (а) получения разрешения на строительство до 2045 г., (б) использования с 2025 г. «аварийно-устойчивого топлива» и (в) предоставления подробного плана создания хранилищ отработанного ядерного топлива.
Это предложение вызвало волну оптимизма у сторонников развития атомной энергетики. Комиссар по делам внутреннего рынка Тьерри Бретон заявил, что на инвестиции в строительство АЭС до 2050 г. потребуется €500 млрд, а исполнительный директор МЭА Фатих Бироль сообщил, что атомная энергетика может стать для ЕС «выходом из энергетического кризиса».
Словно в ответ, уже 2 февраля Еврокомиссия выпустила пресс-релиз о включении атомной энергетики в «зеленую таксономию».
Ждать ли атомного ренессанса? Проблема не во внутренней оппозиции (против строительства АЭС выступают Австрия, Германия и др. страны), а – в потере компетенций.
За последние 30 лет из отрасли ушли сотни производителей оборудования и строительных компаний, а оставшиеся игроки не могут строить «быстро и дешево». Французская Orano (Areva) начала работы на площадке 3-го энергоблока АЭС Олкилуото в Финляндии ещё в 2005 г. Пуск был запланирован на 2010 г., затем – на 2013 г., 2015 г., 2018 г. Сейчас Orano планирует ввести энергоблок в 2022 г. Затраты на строительство оказались в 3 раза (€10,5 млрд) выше планов, потери генератора от переноса ввода в эксплуатацию – свыше €1,5 млрд.
Три десятилетия назад Framatome (в 2001 г. вошедший в состав Areva) одновременно вел работы на более чем 10 площадках, вводя по 3-6 новых энергоблоков в год. Сейчас компания работает в Европе лишь на 2-х площадках, допуская огромные задержки в строительстве энергоблоков.
До 2050 г. в ЕС будет выведено из эксплуатации 89 атомных энергоблоков установленной мощностью 88,8 ГВт, поэтому даже для сохранения выработки на уровне 2020 г. потребуются экстраординарные усилия. Нужна помощь зала?
#ЕС #АЭС #таксономия #энергопереход
31 декабря Еврокомиссия предложила включить в «зеленую таксономию» ряд проектов в атомной и газовой генерации. Новые АЭС могут претендовать на статус «зеленых» в случае: (а) получения разрешения на строительство до 2045 г., (б) использования с 2025 г. «аварийно-устойчивого топлива» и (в) предоставления подробного плана создания хранилищ отработанного ядерного топлива.
Это предложение вызвало волну оптимизма у сторонников развития атомной энергетики. Комиссар по делам внутреннего рынка Тьерри Бретон заявил, что на инвестиции в строительство АЭС до 2050 г. потребуется €500 млрд, а исполнительный директор МЭА Фатих Бироль сообщил, что атомная энергетика может стать для ЕС «выходом из энергетического кризиса».
Словно в ответ, уже 2 февраля Еврокомиссия выпустила пресс-релиз о включении атомной энергетики в «зеленую таксономию».
Ждать ли атомного ренессанса? Проблема не во внутренней оппозиции (против строительства АЭС выступают Австрия, Германия и др. страны), а – в потере компетенций.
За последние 30 лет из отрасли ушли сотни производителей оборудования и строительных компаний, а оставшиеся игроки не могут строить «быстро и дешево». Французская Orano (Areva) начала работы на площадке 3-го энергоблока АЭС Олкилуото в Финляндии ещё в 2005 г. Пуск был запланирован на 2010 г., затем – на 2013 г., 2015 г., 2018 г. Сейчас Orano планирует ввести энергоблок в 2022 г. Затраты на строительство оказались в 3 раза (€10,5 млрд) выше планов, потери генератора от переноса ввода в эксплуатацию – свыше €1,5 млрд.
Три десятилетия назад Framatome (в 2001 г. вошедший в состав Areva) одновременно вел работы на более чем 10 площадках, вводя по 3-6 новых энергоблоков в год. Сейчас компания работает в Европе лишь на 2-х площадках, допуская огромные задержки в строительстве энергоблоков.
До 2050 г. в ЕС будет выведено из эксплуатации 89 атомных энергоблоков установленной мощностью 88,8 ГВт, поэтому даже для сохранения выработки на уровне 2020 г. потребуются экстраординарные усилия. Нужна помощь зала?
#ЕС #АЭС #таксономия #энергопереход
АЭС Пакш: долгие разговоры
Одним из немногих атомных проектов, сейчас заявленных к реализации в ЕС, является строительство 2-й очереди АЭС Пакш в Венгрии. В декабре 2014 г. Россия и Венгрия подписали EPC-контракт на строительство 2-х блоков с реакторами ВВЭР-1200. Начать работы на площадке планировалось в 2018 г., ввод в эксплуатацию – в 2025-26 гг.
Однако заявка на получение строительной лицензии была подана лишь в 2020 г. и, как недавно заявил примьер-министр Венгрии В. Орбан, лицензия на строительство может быть предоставлена «в ближайшее время». Венгерские чиновники, в целом, склонны к оптимистичным заявлениям. Но реальность может оказаться другой – проекту все ещё нужно получить 9 дополнительных разрешений, а российская Госдума в 2021 г. уже продлила срок использования госкредита на 5 лет, до 2030 г., что, вероятно, означает, что ввод в эксплуатацию новых блоков откладывается до 2030 г.
Российский заем может покрыть до 80% стоимости строительства (€12,5 млрд) 2-й очереди АЭС, ставка по кредиту будет ниже 5%. Почему же Венгрия не торопиться воспользоваться столь привлекательными условиями? Возможно, дело в позиции соседей – против строительства 2-й очереди АЭС резко выступает Австрия. Возможно – в «противоречиях внутри венгерского правительства». В любом случае – с такими темпами вписаться в «зеленую таксономию» будет непросто.
#АЭС #Энергопереход #Пакш
Одним из немногих атомных проектов, сейчас заявленных к реализации в ЕС, является строительство 2-й очереди АЭС Пакш в Венгрии. В декабре 2014 г. Россия и Венгрия подписали EPC-контракт на строительство 2-х блоков с реакторами ВВЭР-1200. Начать работы на площадке планировалось в 2018 г., ввод в эксплуатацию – в 2025-26 гг.
Однако заявка на получение строительной лицензии была подана лишь в 2020 г. и, как недавно заявил примьер-министр Венгрии В. Орбан, лицензия на строительство может быть предоставлена «в ближайшее время». Венгерские чиновники, в целом, склонны к оптимистичным заявлениям. Но реальность может оказаться другой – проекту все ещё нужно получить 9 дополнительных разрешений, а российская Госдума в 2021 г. уже продлила срок использования госкредита на 5 лет, до 2030 г., что, вероятно, означает, что ввод в эксплуатацию новых блоков откладывается до 2030 г.
Российский заем может покрыть до 80% стоимости строительства (€12,5 млрд) 2-й очереди АЭС, ставка по кредиту будет ниже 5%. Почему же Венгрия не торопиться воспользоваться столь привлекательными условиями? Возможно, дело в позиции соседей – против строительства 2-й очереди АЭС резко выступает Австрия. Возможно – в «противоречиях внутри венгерского правительства». В любом случае – с такими темпами вписаться в «зеленую таксономию» будет непросто.
#АЭС #Энергопереход #Пакш
FitFor55: теперь с пересадкой?
Руководство крупнейших бюджетных авиаперевозчиков ЕС обратилось к Еврокомиссии с предложением отменить исключение для авиакомпаний, осуществляющих дальнемагистральные перелеты за пределы Европы. Бюджетные авиакомпании работают, в основном, на рейсах внутри ЕС, тогда как на дальнемагистральных маршрутах по-прежнему доминируют классические авиаперевозчики – Air France, Lufthansa, IAG и др.
В 2020 г. доля дальнемагистральных перелетов (на расстояние свыше 4 тыс. км) в общем количестве рейсов европейских авиакомпаний составила лишь 6% (и 40% пассажирооборота), но на них пришлось 52% всех выбросов СО2. Включение дальнемагистральных перелетов в EU ETS может привести к заметному увеличению цен на авиабилеты. Например, стоимость перелета в эконом-классе из Парижа в Нью-Йорк может вырасти на 30%, из Парижа в Сингапур, Токио или Рио-де-Жанейро – на 15-16%.
Рост цен может привести к перераспределению трафика – потребители будут чаще выбирать перелеты в Лондон, Москву, Стамбул, где базируются авиакомпании, не подпадающие под регулирование ЕС. Как результат, общий объем выбросов при дальнемагистральных перевозках, не сократится, а – вырастет. Впрочем, это частый итог действий Еврокомиссии.
#Авиакомпании #Энергопереход #EUETS
Руководство крупнейших бюджетных авиаперевозчиков ЕС обратилось к Еврокомиссии с предложением отменить исключение для авиакомпаний, осуществляющих дальнемагистральные перелеты за пределы Европы. Бюджетные авиакомпании работают, в основном, на рейсах внутри ЕС, тогда как на дальнемагистральных маршрутах по-прежнему доминируют классические авиаперевозчики – Air France, Lufthansa, IAG и др.
В 2020 г. доля дальнемагистральных перелетов (на расстояние свыше 4 тыс. км) в общем количестве рейсов европейских авиакомпаний составила лишь 6% (и 40% пассажирооборота), но на них пришлось 52% всех выбросов СО2. Включение дальнемагистральных перелетов в EU ETS может привести к заметному увеличению цен на авиабилеты. Например, стоимость перелета в эконом-классе из Парижа в Нью-Йорк может вырасти на 30%, из Парижа в Сингапур, Токио или Рио-де-Жанейро – на 15-16%.
Рост цен может привести к перераспределению трафика – потребители будут чаще выбирать перелеты в Лондон, Москву, Стамбул, где базируются авиакомпании, не подпадающие под регулирование ЕС. Как результат, общий объем выбросов при дальнемагистральных перевозках, не сократится, а – вырастет. Впрочем, это частый итог действий Еврокомиссии.
#Авиакомпании #Энергопереход #EUETS
FitFor55: ТУР для авиакомпаний?
Предложения бюджетных авиаперевозчиков ЕС по включению дальнемагистральных рейсов в EU ETS, может не только привести к снижению доходов работающих на этих маршрутах европейских перевозчиков и перераспределению трафика, но и к новому конфликту с авиакомпаниями из вне-ЕС, ведь под новое регулирование должны будут попасть и иностранные перевозчики (иначе это решение может стать кейсом для антимонопольного расследования).
ЕС уже не раз пытался включить иностранные авиакомпании в систему сбора платы за выбросы, что каждый раз приводило к спорам – с Россией, США, странами Ближнего Востока и Азии. В 2012 г. конфликт с Россией дошел до угроз повышения транссибирских роялти. В результате Еврокомиссия была вынуждена отступить.
Что ответит ЕК сейчас? Ведь классические авиаперевозчики пострадали от пандемии сильнее, чем бюджетные авиакомпании (их трафик в 2021 г. восстановился на 70-75% против 45-50% у классических авиаперевозчиков) и плата за выбросы может ещё больше ухудшить финансовое положение крупнейших европейских авиагрупп.
#Авиакомпании #Энергопереход #EUETS
Предложения бюджетных авиаперевозчиков ЕС по включению дальнемагистральных рейсов в EU ETS, может не только привести к снижению доходов работающих на этих маршрутах европейских перевозчиков и перераспределению трафика, но и к новому конфликту с авиакомпаниями из вне-ЕС, ведь под новое регулирование должны будут попасть и иностранные перевозчики (иначе это решение может стать кейсом для антимонопольного расследования).
ЕС уже не раз пытался включить иностранные авиакомпании в систему сбора платы за выбросы, что каждый раз приводило к спорам – с Россией, США, странами Ближнего Востока и Азии. В 2012 г. конфликт с Россией дошел до угроз повышения транссибирских роялти. В результате Еврокомиссия была вынуждена отступить.
Что ответит ЕК сейчас? Ведь классические авиаперевозчики пострадали от пандемии сильнее, чем бюджетные авиакомпании (их трафик в 2021 г. восстановился на 70-75% против 45-50% у классических авиаперевозчиков) и плата за выбросы может ещё больше ухудшить финансовое положение крупнейших европейских авиагрупп.
#Авиакомпании #Энергопереход #EUETS
Больше АЭС для ГТС?
«Коммерсантъ» сообщил, что «Росатом» прорабатывает возможность перевода части газовых газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях ГТС «Газпрома» с газа на электропривод. Для снабжения КС с ЭГПА в Западной Сибири может быть построена АЭС.
И хотя «Газпром» отказался от комментариев, а актуальный статус проекта неясен, мы не можем не поспекулировать на заданную тему. По нашим оценкам, в 2021 г. товаротранспортная работа ГТС «Газпрома» составила 1 644 трлн м3-км, на транспортировку газа было потрачено свыше 29 млрд м3 природного газа (т.н. "топливного" газа) и около 6 млрд кВтч электроэнергии. Расход газа на КС в Западной Сибири и на Урале (где в основном работают ГГПА) в 2021 г. превысил 16 млрд м3, что сравнимо с годовым потреблением газа в Московской области.
Полный перевод всех ГПА в Западной Сибири на электропривод приведет к росту потребления электроэнергии в регионе на 28-29 млрд кВтч, что сопоставимо с годовой выработкой 3-хблочной АЭС с реакторами типа ВВЭР-1200. Выбор в пользу АЭС позволит сократить выбросы парниковых газов на 26-27 млн т СО2 в год, но главный вопрос, на наш взгляд, в том, готов ли «Газпром» финансировать строительство такой АЭС и сопутствующей инфраструктуры?
Плата за мощность для новых энергоблоков, построенных «Росатомом» по ДПМ, по нашим оценкам, сейчас превышает 2,2 млн руб./МВт-месяц (например, для 1-го энергоблока ЛАЭС-2 – свыше 2,8 млн руб./МВт-месяц). А значит, только на такие платежи придется ежегодно выделять 120-122 млрд руб. в год. И это – без иных расходов и затрат на строительство сетевой инфраструктуры.
#Газпром #Декарбонизация #АЭС #Росатом
«Коммерсантъ» сообщил, что «Росатом» прорабатывает возможность перевода части газовых газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях ГТС «Газпрома» с газа на электропривод. Для снабжения КС с ЭГПА в Западной Сибири может быть построена АЭС.
И хотя «Газпром» отказался от комментариев, а актуальный статус проекта неясен, мы не можем не поспекулировать на заданную тему. По нашим оценкам, в 2021 г. товаротранспортная работа ГТС «Газпрома» составила 1 644 трлн м3-км, на транспортировку газа было потрачено свыше 29 млрд м3 природного газа (т.н. "топливного" газа) и около 6 млрд кВтч электроэнергии. Расход газа на КС в Западной Сибири и на Урале (где в основном работают ГГПА) в 2021 г. превысил 16 млрд м3, что сравнимо с годовым потреблением газа в Московской области.
Полный перевод всех ГПА в Западной Сибири на электропривод приведет к росту потребления электроэнергии в регионе на 28-29 млрд кВтч, что сопоставимо с годовой выработкой 3-хблочной АЭС с реакторами типа ВВЭР-1200. Выбор в пользу АЭС позволит сократить выбросы парниковых газов на 26-27 млн т СО2 в год, но главный вопрос, на наш взгляд, в том, готов ли «Газпром» финансировать строительство такой АЭС и сопутствующей инфраструктуры?
Плата за мощность для новых энергоблоков, построенных «Росатомом» по ДПМ, по нашим оценкам, сейчас превышает 2,2 млн руб./МВт-месяц (например, для 1-го энергоблока ЛАЭС-2 – свыше 2,8 млн руб./МВт-месяц). А значит, только на такие платежи придется ежегодно выделять 120-122 млрд руб. в год. И это – без иных расходов и затрат на строительство сетевой инфраструктуры.
#Газпром #Декарбонизация #АЭС #Росатом
Цены на сахар: новые «заморозки»?
Коллеги обсуждают цены и продажи на авто, а мы хотим поговорить о более доступных (пока) товарах - газированной воде и сахаре.
Производители безалкогольных напитков сообщили об ожидаемом повышении отпускных цен на 7-25%, указав, среди причин на рост стоимости сахара. Сахар, действительно, является одной из главных статей затрат при производстве газировки: в классической «кока-коле» в 100 гр. напитка содержится 9 гр. сахара, в классической «пепси» – 11 гр.
В 2020 г. - 1П2021 г. оптовые цены на сахар выросли в рекордные 1,8 раза. Стабилизировать ситуацию помогла лишь введенная в декабре 2020 г. «заморозка» цен. Однако после прекращения госрегулирования цены вновь начали расти. С начала 2022 г. оптовые цены на сахар выросли на 3%, что подвигло Минсельхоз и ФАС к действию.
ФАС уже предложила производителям и оптовикам снизить торговую наценку и ограничить продажу «третьим лицам», но неясно, готово ли правительство вернуться к «заморозке» цен. Ещё три недели назад позиция была однозначной – «нет», но может быть ситуация изменилась?
#ИЦП #Сахар #ЗаморозкаЦен
Коллеги обсуждают цены и продажи на авто, а мы хотим поговорить о более доступных (пока) товарах - газированной воде и сахаре.
Производители безалкогольных напитков сообщили об ожидаемом повышении отпускных цен на 7-25%, указав, среди причин на рост стоимости сахара. Сахар, действительно, является одной из главных статей затрат при производстве газировки: в классической «кока-коле» в 100 гр. напитка содержится 9 гр. сахара, в классической «пепси» – 11 гр.
В 2020 г. - 1П2021 г. оптовые цены на сахар выросли в рекордные 1,8 раза. Стабилизировать ситуацию помогла лишь введенная в декабре 2020 г. «заморозка» цен. Однако после прекращения госрегулирования цены вновь начали расти. С начала 2022 г. оптовые цены на сахар выросли на 3%, что подвигло Минсельхоз и ФАС к действию.
ФАС уже предложила производителям и оптовикам снизить торговую наценку и ограничить продажу «третьим лицам», но неясно, готово ли правительство вернуться к «заморозке» цен. Ещё три недели назад позиция была однозначной – «нет», но может быть ситуация изменилась?
#ИЦП #Сахар #ЗаморозкаЦен
Цены на авиабилеты: стагнация вблизи минимумов
В начале февраля индикатор IEF WATT 10, отражающий стоимость авиабилетов по 10 наиболее популярным внутренним направлениям, стабилизировался на уровне 4,5-4,6 руб./пасс.-км, оказавшись на минимумах за последние 4 года.
Ослабление спроса на авиаперевозки из-за быстрого распространения "омикрона" заставляет авиакомпании сохранять тарифы на низком уровне. Наиболее заметно снизилась стоимость перелета в Краснодар (-18% г/г) и на курорты Юга России (-15% г/г), тогда как цены на билеты в Новосибирск и Иркутск сейчас стоят в 1,6 раза больше, чем год назад.
#авиабилеты #WATT10 #Краснодар
В начале февраля индикатор IEF WATT 10, отражающий стоимость авиабилетов по 10 наиболее популярным внутренним направлениям, стабилизировался на уровне 4,5-4,6 руб./пасс.-км, оказавшись на минимумах за последние 4 года.
Ослабление спроса на авиаперевозки из-за быстрого распространения "омикрона" заставляет авиакомпании сохранять тарифы на низком уровне. Наиболее заметно снизилась стоимость перелета в Краснодар (-18% г/г) и на курорты Юга России (-15% г/г), тогда как цены на билеты в Новосибирск и Иркутск сейчас стоят в 1,6 раза больше, чем год назад.
#авиабилеты #WATT10 #Краснодар