Шаг вперёд, два назад: что стоит за противоречивыми заявлениями стран ОПЕК++
Дуэт Саудовской Аравии и ОАЭ продолжает интриговать наблюдателей. Вчера одна за другой появились новость о том, что Абу-Даби удалось обменять свое согласие на продление сделки ОПЕК++ до конца 2022 года на увеличение базового уровня добычи, и ее опровержение.
ОАЭ уладили спор с ОПЕК, согласовали рост ориентира и установят новую точку отсчета добычи в 3,65 млн барр./сут., сообщил Bloomberg со ссылкой на источник. По его словам, новая база для ОАЭ будет применяться начиная с мая 2022 года, то есть после окончания текущего срока сделки. Ранее говорилось, что Эмираты настаивают на увеличении базового уровня до 3,8 млн барр./сут.
«Отметим недавние сообщения в СМИ о достижении компромисса между участниками ОПЕК + и ОАЭ по сделке о поставках нефти. Подчеркнем, что соглашение с ОПЕК+ пока не достигнуто. Между заинтересованными сторонами продолжаются обсуждения и консультации», – заявило в ответ Минэнерго ОАЭ, почему-то выждав три часа.
Примечательно, что на обе новости рынок отреагировал падением котировок. В первый раз оно было крайне недолговременным и неглубоким, в качестве причины называли ожидания роста поставок в августе. Во второй котировки ушли ниже $75 за баррель Brent и продолжили падение на сегодняшних торгах. Сейчас североморский сорт торгуется по $73,65 за баррель (11:00 МСК). Аналитики объяснили это новой неопределенностью относительно сделки ОПЕК++ и ростом запасов бензина в США, что может говорить о замедлении восстановления экономики.
Мы уже писали, что история с отказом ОАЭ согласовать параметры сделки ОПЕК++ после апреля 2022 года, похоже, была инспирирована саудовцами с одной целью – не дать увеличить квоты на добычу нефти в августе. Устроенный накануне «сеанс черной магии с последующим разоблачением» также очень напоминает согласованную игру с целью дестабилизировать рынок и дать сторонникам осторожного подхода к увеличению квот дополнительные аргументы.
Дуэт Саудовской Аравии и ОАЭ продолжает интриговать наблюдателей. Вчера одна за другой появились новость о том, что Абу-Даби удалось обменять свое согласие на продление сделки ОПЕК++ до конца 2022 года на увеличение базового уровня добычи, и ее опровержение.
ОАЭ уладили спор с ОПЕК, согласовали рост ориентира и установят новую точку отсчета добычи в 3,65 млн барр./сут., сообщил Bloomberg со ссылкой на источник. По его словам, новая база для ОАЭ будет применяться начиная с мая 2022 года, то есть после окончания текущего срока сделки. Ранее говорилось, что Эмираты настаивают на увеличении базового уровня до 3,8 млн барр./сут.
«Отметим недавние сообщения в СМИ о достижении компромисса между участниками ОПЕК + и ОАЭ по сделке о поставках нефти. Подчеркнем, что соглашение с ОПЕК+ пока не достигнуто. Между заинтересованными сторонами продолжаются обсуждения и консультации», – заявило в ответ Минэнерго ОАЭ, почему-то выждав три часа.
Примечательно, что на обе новости рынок отреагировал падением котировок. В первый раз оно было крайне недолговременным и неглубоким, в качестве причины называли ожидания роста поставок в августе. Во второй котировки ушли ниже $75 за баррель Brent и продолжили падение на сегодняшних торгах. Сейчас североморский сорт торгуется по $73,65 за баррель (11:00 МСК). Аналитики объяснили это новой неопределенностью относительно сделки ОПЕК++ и ростом запасов бензина в США, что может говорить о замедлении восстановления экономики.
Мы уже писали, что история с отказом ОАЭ согласовать параметры сделки ОПЕК++ после апреля 2022 года, похоже, была инспирирована саудовцами с одной целью – не дать увеличить квоты на добычу нефти в августе. Устроенный накануне «сеанс черной магии с последующим разоблачением» также очень напоминает согласованную игру с целью дестабилизировать рынок и дать сторонникам осторожного подхода к увеличению квот дополнительные аргументы.
Заводной апельсин: как в Испании из уличных фруктов производят эко-топливо
О том, что в цитрусовых много витаминов, мы знали с детства. «Витамин С дает человеку жизненно важную энергию», – говорили нам. Но еще совсем недавно мы и представить себе не могли, что из обычных уличных апельсинов, растущих на улицах испанских городов, можно производить и электроэнергию. В собственном материале Института развития технологий ТЭК (ИРТТЭК) рассказываем о проекте испанских властей по производству экологически чистой энергии из отходов.
Испанская Севилья – европейский город с самым большим количеством апельсиновых деревьев. Каждое из 45 000 деревьев, высаженных на его улицах, дают от 45 до 130 кг горьких апельсинов. Фактически, апельсиновые деревья города приносят около 5 миллионов килограммов фруктов ежегодно, которые раньше после созревания попадали на свалку.
Но в 2020 году компания Emasesa, занимающаяся водоснабжением и канализацией Севильи, запустила проект, целью которого была выработка чистой энергии из горьких апельсинов (Citrus aurantium). Как утверждали авторы проекта, тысячи тонн фруктов должны были использоваться для производства энергии в целях обеспечения собственных объектов в Андалусии, предназначенных для очистки сточных вод. Эта инициатива осуществлялась в координации с департаментом экологического перехода городского совета Севильи и с участием местных парков и садов.
В чем заключалась главная идея авторов проекта?
В процессе переработки выжимается сок для выработки электроэнергии на основе биогаза, а кожура и мякоть преобразуются в компост, который используется в сельском хозяйстве. В первый раз были использованы 35 тонн фруктов, из которых было произведено примерно 1500 кВт*ч, что эквивалентно обеспечению энергией 150 домашних хозяйств в течение дня. Основная цель этого проекта была обеспечить энергетическую автономность очистных сооружений, превратив их в некую биофабрику, где возобновляемая электроэнергия вырабатывается за счет утилизации отходов, которые ранее выбрасывались на свалку. Как заявляет руководство Емаsesa, на каждую тонну апельсинов вырабатывается в среднем 50 кВт*ч, чего достаточно для обеспечения электроэнергией пяти домов в течение одного дня. Сок состоит из фруктозы, состоящей из очень коротких углеродных цепочек, а энергоэффективность этих цепочек в процессе ферментации очень высока. Первоначальный план состоял в том, чтобы использовать энергию для работы водоочистных станций. Однако, в перспективе Севилья планирует подавать электроэнергию, производимую апельсинами, в сеть.
В итоге свежевыжатый апельсиновый сок используется для производства биогаза, из которого вырабатывается энергия. На очистных сооружениях сок перерабатывается для производства метана, который служит топливом для больших двигателей, вырабатывающих электроэнергию. Как заявляют в компании Emasesa, питательная основа для бактерий, которая используется для производства метана, успешно может быть заменена апельсиновым соком.
Как можно предположить, если опыт испанских коллег будет иметь успех, его смогут перенять и другие страны производители цитрусовых, вроде Марокко. Кроме того, очевидно, что различного рода стартапы, связанные с энергетикой, продолжат развиваться, в том числе в совершенно неожиданных направлениях. Остается только наблюдать, кто сможет быстрее выжать все соки из перспективных идей и получить от этого прибыль.
О том, что в цитрусовых много витаминов, мы знали с детства. «Витамин С дает человеку жизненно важную энергию», – говорили нам. Но еще совсем недавно мы и представить себе не могли, что из обычных уличных апельсинов, растущих на улицах испанских городов, можно производить и электроэнергию. В собственном материале Института развития технологий ТЭК (ИРТТЭК) рассказываем о проекте испанских властей по производству экологически чистой энергии из отходов.
Испанская Севилья – европейский город с самым большим количеством апельсиновых деревьев. Каждое из 45 000 деревьев, высаженных на его улицах, дают от 45 до 130 кг горьких апельсинов. Фактически, апельсиновые деревья города приносят около 5 миллионов килограммов фруктов ежегодно, которые раньше после созревания попадали на свалку.
Но в 2020 году компания Emasesa, занимающаяся водоснабжением и канализацией Севильи, запустила проект, целью которого была выработка чистой энергии из горьких апельсинов (Citrus aurantium). Как утверждали авторы проекта, тысячи тонн фруктов должны были использоваться для производства энергии в целях обеспечения собственных объектов в Андалусии, предназначенных для очистки сточных вод. Эта инициатива осуществлялась в координации с департаментом экологического перехода городского совета Севильи и с участием местных парков и садов.
В чем заключалась главная идея авторов проекта?
В процессе переработки выжимается сок для выработки электроэнергии на основе биогаза, а кожура и мякоть преобразуются в компост, который используется в сельском хозяйстве. В первый раз были использованы 35 тонн фруктов, из которых было произведено примерно 1500 кВт*ч, что эквивалентно обеспечению энергией 150 домашних хозяйств в течение дня. Основная цель этого проекта была обеспечить энергетическую автономность очистных сооружений, превратив их в некую биофабрику, где возобновляемая электроэнергия вырабатывается за счет утилизации отходов, которые ранее выбрасывались на свалку. Как заявляет руководство Емаsesa, на каждую тонну апельсинов вырабатывается в среднем 50 кВт*ч, чего достаточно для обеспечения электроэнергией пяти домов в течение одного дня. Сок состоит из фруктозы, состоящей из очень коротких углеродных цепочек, а энергоэффективность этих цепочек в процессе ферментации очень высока. Первоначальный план состоял в том, чтобы использовать энергию для работы водоочистных станций. Однако, в перспективе Севилья планирует подавать электроэнергию, производимую апельсинами, в сеть.
В итоге свежевыжатый апельсиновый сок используется для производства биогаза, из которого вырабатывается энергия. На очистных сооружениях сок перерабатывается для производства метана, который служит топливом для больших двигателей, вырабатывающих электроэнергию. Как заявляют в компании Emasesa, питательная основа для бактерий, которая используется для производства метана, успешно может быть заменена апельсиновым соком.
Как можно предположить, если опыт испанских коллег будет иметь успех, его смогут перенять и другие страны производители цитрусовых, вроде Марокко. Кроме того, очевидно, что различного рода стартапы, связанные с энергетикой, продолжат развиваться, в том числе в совершенно неожиданных направлениях. Остается только наблюдать, кто сможет быстрее выжать все соки из перспективных идей и получить от этого прибыль.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
Сделка ОПЕК++: Согласие есть продукт при полном непротивлении сторон
Страны – производители нефти определились с общей политикой на рынке. Ежемесячно добыча будет увеличиваться на 400 тысяч баррелей, согласно этому плану действие сделки ОПЕК+ по ограничению нефти закончится в сентябре 2022 года. Также некоторые страны получили дополнительные возможности по увеличению добычи.
Сам факт продолжения сделки сомнений не вызывал. С нашей точки зрения, интересно другое – кто и какое место занимает на рынке энергоресурсов, кто обладает субъектностью, а кто – поддерживает более сильных игроков. Итак:
- ОАЭ. Главный «скандалист» нынешнего этапа переговоров, который требовал исключительных условий по увеличению квот на добычу. Напомним, что персонального увеличения квот пока удавалось добиться России и Казахстану, квоты Мексики были увеличены за счет США. Саудовская Аравия, наоборот, добровольно отказывалась от части своей квоты ради поддержания рынка. Несомненно, что интересы ОАЭ на последнем этапе переговоров были тесно связаны с интересами Саудовской Аравии, о чем ниже.
- Саудовская Аравия. Саудиты стремятся поддерживать если не рост, то хотя бы стабилизацию относительно высоких цен. И у них была важная цель на данном этапе – не допустить чрезмерного роста добычи другого сильного игрока, России. С восточной хитростью они привлекли ОАЭ, предъявившими претензии на еще больший кусок пирога. Такой ход помог «сплотить» ряды участников сделки и принять общее решение о частичных уступках всем игрокам.
- Россия. В условиях растущих цен на нефть Россия чувствует себя весьма комфортно, однако возможности по дополнительной добыче, а значит – притока нефтедолларов и захвата, или хотя бы удержания, доли рынка, весьма соблазнительны. С другой стороны, на рынок рвутся ОАЭ и Иран, и хорошо бы иметь в союзниках саудитов, чтобы контролировать рынок. Иначе все может закончиться очередным срывом сделки, что, как показала весна 2020 года, невыгодно никому.
- США. Американцы на последних переговорах на первый взгляд не играли заметной роли. Однако Белый дом, по собственному сообщению, все-таки провел «беседы на высоком уровне» с представителями Саудовской Аравии и ОАЭ с целью разрешения разногласий этих стран. Судя по всему, США также заинтересованы в стабильности на рынке и постепенном росте добычи. Не будем забывать про достаточно высокую себестоимость американской нефти с одной стороны, и энергетическую безопасность США, которая требует больших объемов добычи, с другой.
Прогноз ИРТТЭК
В целом можно констатировать, что на рынке вполне сложилась система сдерживания отдельных игроков ради достижения общих целей. Стороны научились договариваться на краткосрочный и среднесрочный периоды, что было продемонстрировано самим фактом продления сделки. Это отличный сигнал всей мировой экономике, поскольку стабильная добыча и цена дает возможность планирования деятельности множеству других отраслей.
Что касается долгосрочной стратегии основных игроков, то саудиты продолжат сдерживать аппетиты России с помощью громких требований некоторых членов альянса, как это произошло с ОАЭ. Ситуация устраивает упомянутых игроков, но нельзя сбрасывать со счетов США, которые вполне могут в очередной раз отказаться от экономической целесообразности ради политических выгод и резко взвинтить добычу в случае сохранения средне-высоких цен на нефть.
Сделка ОПЕК++: Согласие есть продукт при полном непротивлении сторон
Страны – производители нефти определились с общей политикой на рынке. Ежемесячно добыча будет увеличиваться на 400 тысяч баррелей, согласно этому плану действие сделки ОПЕК+ по ограничению нефти закончится в сентябре 2022 года. Также некоторые страны получили дополнительные возможности по увеличению добычи.
Сам факт продолжения сделки сомнений не вызывал. С нашей точки зрения, интересно другое – кто и какое место занимает на рынке энергоресурсов, кто обладает субъектностью, а кто – поддерживает более сильных игроков. Итак:
- ОАЭ. Главный «скандалист» нынешнего этапа переговоров, который требовал исключительных условий по увеличению квот на добычу. Напомним, что персонального увеличения квот пока удавалось добиться России и Казахстану, квоты Мексики были увеличены за счет США. Саудовская Аравия, наоборот, добровольно отказывалась от части своей квоты ради поддержания рынка. Несомненно, что интересы ОАЭ на последнем этапе переговоров были тесно связаны с интересами Саудовской Аравии, о чем ниже.
- Саудовская Аравия. Саудиты стремятся поддерживать если не рост, то хотя бы стабилизацию относительно высоких цен. И у них была важная цель на данном этапе – не допустить чрезмерного роста добычи другого сильного игрока, России. С восточной хитростью они привлекли ОАЭ, предъявившими претензии на еще больший кусок пирога. Такой ход помог «сплотить» ряды участников сделки и принять общее решение о частичных уступках всем игрокам.
- Россия. В условиях растущих цен на нефть Россия чувствует себя весьма комфортно, однако возможности по дополнительной добыче, а значит – притока нефтедолларов и захвата, или хотя бы удержания, доли рынка, весьма соблазнительны. С другой стороны, на рынок рвутся ОАЭ и Иран, и хорошо бы иметь в союзниках саудитов, чтобы контролировать рынок. Иначе все может закончиться очередным срывом сделки, что, как показала весна 2020 года, невыгодно никому.
- США. Американцы на последних переговорах на первый взгляд не играли заметной роли. Однако Белый дом, по собственному сообщению, все-таки провел «беседы на высоком уровне» с представителями Саудовской Аравии и ОАЭ с целью разрешения разногласий этих стран. Судя по всему, США также заинтересованы в стабильности на рынке и постепенном росте добычи. Не будем забывать про достаточно высокую себестоимость американской нефти с одной стороны, и энергетическую безопасность США, которая требует больших объемов добычи, с другой.
Прогноз ИРТТЭК
В целом можно констатировать, что на рынке вполне сложилась система сдерживания отдельных игроков ради достижения общих целей. Стороны научились договариваться на краткосрочный и среднесрочный периоды, что было продемонстрировано самим фактом продления сделки. Это отличный сигнал всей мировой экономике, поскольку стабильная добыча и цена дает возможность планирования деятельности множеству других отраслей.
Что касается долгосрочной стратегии основных игроков, то саудиты продолжат сдерживать аппетиты России с помощью громких требований некоторых членов альянса, как это произошло с ОАЭ. Ситуация устраивает упомянутых игроков, но нельзя сбрасывать со счетов США, которые вполне могут в очередной раз отказаться от экономической целесообразности ради политических выгод и резко взвинтить добычу в случае сохранения средне-высоких цен на нефть.
Европейский эксперт: российский СПГ имеет все шансы увеличить свою долю на мировом рынке, а СМП - стать ключевым транспортным коридором
Интервью ИРТТЭК: Эксперт по европейской энергетической политике и геополитике в Брюсселе Мадалина Сису Викари убеждена, что СПГ является неотъемлемой частью энергетической и газоэкспортной стратегии России, и развитие этого сектора означает выход на новые рынки, недоступные для трубопроводов, а также может способствовать расширению торговли и укреплению стратегических отношений. Викари считает, что к 2030 году Северный морской путь может стать ключевым транспортным коридором при условии достижения амбициозных целей Россией в области производства СПГ. Однако эксперт отмечает, что на перспективы российского газа может повлиять зависимость российского сектора СПГ от иностранных технологий:
«Технологии, используемые на всех крупных, именно крупных предприятиях по производству СПГ, действующих в настоящее время в России, принадлежат западным компаниям. Есть опыт разработки собственных технологий сжижения, скажем, у Новатэк, но на небольших проектах.»
Недавняя продажа Новатэком 10% акций своей дочерней компании "Арктик Трансшипмент" французской нефтегазовой компании TotalEnergies может расширить долю российского СПГ на рынке Европы, в том числе во Франции, ведь именно эта страна стала стала основным пунктом поставок российского СПГ в прошлом году, на ее долю пришлось 4,74 млрд куб. м импортируемого газа. В 2020 году доля России на рынке СПГ в ЕС составляла 20%, и, вероятно, в ближайшие годы российский СПГ будет претендовать на увеличение этой доли и не только в ЕС.
Интервью ИРТТЭК: Эксперт по европейской энергетической политике и геополитике в Брюсселе Мадалина Сису Викари убеждена, что СПГ является неотъемлемой частью энергетической и газоэкспортной стратегии России, и развитие этого сектора означает выход на новые рынки, недоступные для трубопроводов, а также может способствовать расширению торговли и укреплению стратегических отношений. Викари считает, что к 2030 году Северный морской путь может стать ключевым транспортным коридором при условии достижения амбициозных целей Россией в области производства СПГ. Однако эксперт отмечает, что на перспективы российского газа может повлиять зависимость российского сектора СПГ от иностранных технологий:
«Технологии, используемые на всех крупных, именно крупных предприятиях по производству СПГ, действующих в настоящее время в России, принадлежат западным компаниям. Есть опыт разработки собственных технологий сжижения, скажем, у Новатэк, но на небольших проектах.»
Недавняя продажа Новатэком 10% акций своей дочерней компании "Арктик Трансшипмент" французской нефтегазовой компании TotalEnergies может расширить долю российского СПГ на рынке Европы, в том числе во Франции, ведь именно эта страна стала стала основным пунктом поставок российского СПГ в прошлом году, на ее долю пришлось 4,74 млрд куб. м импортируемого газа. В 2020 году доля России на рынке СПГ в ЕС составляла 20%, и, вероятно, в ближайшие годы российский СПГ будет претендовать на увеличение этой доли и не только в ЕС.
BP: снижение выбросов CO2, происходившее в течение 2020 года, будет недолгим
В новом ежегодном обзоре British Petroleum Statistical Review of World Energy, 2021 приводит подробные цифры производства и потребления разных видов топлива, а также их долю в глобальном энергобалансе. Отдельно отмечается, что в 2020 году произошло самое большое снижение потребления энергии и выбросов СО2 с 1945 года: на 4,5% и 6,3% соответственно.
- Ископаемое топливо обеспечило 83,1% от общего мирового потребления энергии в 2020 году, причем нефть по-прежнему занимает наибольшую долю в энергобалансе - 31,2%, несмотря на существенное и ожидаемое снижение в прошлом году (-9,7%) в основном за счет Северной Америки и Европы.
- За нефтью следует уголь: на него приходится 27,2% от общего потребления первичной энергии, что даже немного больше, чем 27,1% в 2019 году. Интересно, что в последние 1,5 года потребление угля растет, в основном за счет стран АТР, но и ЕС. Австралия прогнозирует рост продаж коксующимся углем на 13% с 2020 до 2023 г.
- Доля природного газа выросла до рекордных 24,7%.
- ВИЭ дали 5,7%, показав рост на 9,7%, что, на наш взгляд, несопоставимо с триллионами субсидий, предоставляемых компаниям данного сектора. При этом на графиках обзора видно, что ВИЭ растут вместе с остальными источниками энергии, не вытесняя ископаемые виды.
В обзоре главный экономист ВР Спенсер Дейл заявил, что темпы сокращения выбросов СО2 должны быть аналогичными тем, что мы наблюдали в 2020 году для достижения климатических целей, но с сожалением констатировал, что из-за быстрого восстановления экономики после пандемии этот результат сохранить не удастся. Что ж, со вторым тезисом Дейла согласимся, однако не устанем предостерегать от поспешных шагов и пустой риторики на пути к декарбонизации: в недавнем исследовании ИРТТЭК показываем, что подход должен быть системным.
Полная версия статьи на нашем сайте ИРТТЭК
В новом ежегодном обзоре British Petroleum Statistical Review of World Energy, 2021 приводит подробные цифры производства и потребления разных видов топлива, а также их долю в глобальном энергобалансе. Отдельно отмечается, что в 2020 году произошло самое большое снижение потребления энергии и выбросов СО2 с 1945 года: на 4,5% и 6,3% соответственно.
- Ископаемое топливо обеспечило 83,1% от общего мирового потребления энергии в 2020 году, причем нефть по-прежнему занимает наибольшую долю в энергобалансе - 31,2%, несмотря на существенное и ожидаемое снижение в прошлом году (-9,7%) в основном за счет Северной Америки и Европы.
- За нефтью следует уголь: на него приходится 27,2% от общего потребления первичной энергии, что даже немного больше, чем 27,1% в 2019 году. Интересно, что в последние 1,5 года потребление угля растет, в основном за счет стран АТР, но и ЕС. Австралия прогнозирует рост продаж коксующимся углем на 13% с 2020 до 2023 г.
- Доля природного газа выросла до рекордных 24,7%.
- ВИЭ дали 5,7%, показав рост на 9,7%, что, на наш взгляд, несопоставимо с триллионами субсидий, предоставляемых компаниям данного сектора. При этом на графиках обзора видно, что ВИЭ растут вместе с остальными источниками энергии, не вытесняя ископаемые виды.
В обзоре главный экономист ВР Спенсер Дейл заявил, что темпы сокращения выбросов СО2 должны быть аналогичными тем, что мы наблюдали в 2020 году для достижения климатических целей, но с сожалением констатировал, что из-за быстрого восстановления экономики после пандемии этот результат сохранить не удастся. Что ж, со вторым тезисом Дейла согласимся, однако не устанем предостерегать от поспешных шагов и пустой риторики на пути к декарбонизации: в недавнем исследовании ИРТТЭК показываем, что подход должен быть системным.
Полная версия статьи на нашем сайте ИРТТЭК
Великобритания ставит на зеро: чего стоит позиция лидера декарбонизации
Большая часть электроэнергии в Великобритании производится за счет сжигания ископаемого топлива, в основном природного газа. 21% электроэнергии поступает из ядерных реакторов, хотя атомные электростанции Великобритании прекратят работу к 2035 году. Останется только одна. Великобритания недавно заявила, что откажется от угольной энергетики в 2024 году, как заявила министр энергетики и изменения климата Анн-Мари Тревельян. Страна очень спешит заявить о себе как о лидере по сокращению выбросов уже сегодня, в преддверии саммита Конференции ООН по изменению климата, который состоится в Глазго в ноябре этого года.
Однако, наращивая темпы, Великобритания сильно рискует: несмотря на общий рост «зеленой» энергетики, знаменитая британская погода вносит свои коррективы, что хорошо показывает случай 4 ноября 2020 года. В тот день было прохладно и не было ветра, ветряные электростанции не справлялись с задачей, несколько газовых и атомных электростанций проходили техническое обслуживание и были отключены. Случился настоящий энергетический коллапс, а властям даже пришлось запустить старые угольные электростанции. Нынешние мощности ВИЭ не позволяют Великобритании обеспечивать ее энергией именно из-за непредсказуемости погоды.
Использование возобновляемых источников энергии при нынешних технологиях элементарно увеличивают риск отключений электроэнергии, чтобы полагаться на альтернативные источники энергии, Великобритании нужна как минимум значительно улучшенная технология аккумуляторов для хранения избыточной возобновляемой энергии. Иначе жди дефицит электроэнергии.
Возможно, лучшей энергетической стратегией для Великобритании было бы продолжать использовать сочетание разных источников. Но пока очевидно, что страна к форсированному переходу на ВИЭ не готова.
Большая часть электроэнергии в Великобритании производится за счет сжигания ископаемого топлива, в основном природного газа. 21% электроэнергии поступает из ядерных реакторов, хотя атомные электростанции Великобритании прекратят работу к 2035 году. Останется только одна. Великобритания недавно заявила, что откажется от угольной энергетики в 2024 году, как заявила министр энергетики и изменения климата Анн-Мари Тревельян. Страна очень спешит заявить о себе как о лидере по сокращению выбросов уже сегодня, в преддверии саммита Конференции ООН по изменению климата, который состоится в Глазго в ноябре этого года.
Однако, наращивая темпы, Великобритания сильно рискует: несмотря на общий рост «зеленой» энергетики, знаменитая британская погода вносит свои коррективы, что хорошо показывает случай 4 ноября 2020 года. В тот день было прохладно и не было ветра, ветряные электростанции не справлялись с задачей, несколько газовых и атомных электростанций проходили техническое обслуживание и были отключены. Случился настоящий энергетический коллапс, а властям даже пришлось запустить старые угольные электростанции. Нынешние мощности ВИЭ не позволяют Великобритании обеспечивать ее энергией именно из-за непредсказуемости погоды.
Использование возобновляемых источников энергии при нынешних технологиях элементарно увеличивают риск отключений электроэнергии, чтобы полагаться на альтернативные источники энергии, Великобритании нужна как минимум значительно улучшенная технология аккумуляторов для хранения избыточной возобновляемой энергии. Иначе жди дефицит электроэнергии.
Возможно, лучшей энергетической стратегией для Великобритании было бы продолжать использовать сочетание разных источников. Но пока очевидно, что страна к форсированному переходу на ВИЭ не готова.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
Запретили запрещать: куда пропали разговоры об эмбарго на экспорт нефтепродуктов
В конце прошлой недели СМИ активно цитировали заявление главы Минэнерго Николая Шульгинова о том, что в случае сохранения биржевых цен на топливо на рекордных уровнях в России будет запущен процесс запрета на экспорт бензина. Также министр не исключил, что с компаниями могут быть подписаны соглашения о заморозке оптовых цен и увеличении объемов биржевых продаж. Однако с тех пор никаких конкретных действий со стороны правительства не последовало.
С одной стороны, цена топлива на Санкт-Петербургской бирже действительно отошла от максимальных значений, снизившись почти на 1 тыс. рублей за тонну бензина АИ-92 и почти на 1,5 тыс. – за тонну АИ-95. Таким образом, формально можно говорить о том, что поставленное правительством условие было выполнено и запрет не понадобился.
С другой, с самого начала обращал на себя внимание факт, что заявление о возможности введения эмбарго доверили озвучить не профильному вице-премьеру Александру Новаку, а министру Шульгинову (позже с комментарием выступил и его заместитель Павел Сорокин). Это сразу дало повод предположить, что заявление носит скорее дежурный характер, что и подтвердилось развитием событий.
Прогноз ИРТТЭК:
Мы продолжаем придерживаться мнения, что заявления о возможности запрета на экспорт бензина и других рестриктивных мер со стороны правительства носят исключительно декларативный характер и направлены на поддержание позитивного имиджа власти в ожидании выборов в Госдуму. Реальное прекращение экспортных поставок топлива невыгодно прежде всего самому государству, которое в этом случае лишится части доходов от уплаты компаниями экспортных пошлин. При этом постоянное напоминание о такой возможности не дает нефтяным компаниям расслабиться и забыть о своих обязательствах по сохранению социальной стабильности.
Запретили запрещать: куда пропали разговоры об эмбарго на экспорт нефтепродуктов
В конце прошлой недели СМИ активно цитировали заявление главы Минэнерго Николая Шульгинова о том, что в случае сохранения биржевых цен на топливо на рекордных уровнях в России будет запущен процесс запрета на экспорт бензина. Также министр не исключил, что с компаниями могут быть подписаны соглашения о заморозке оптовых цен и увеличении объемов биржевых продаж. Однако с тех пор никаких конкретных действий со стороны правительства не последовало.
С одной стороны, цена топлива на Санкт-Петербургской бирже действительно отошла от максимальных значений, снизившись почти на 1 тыс. рублей за тонну бензина АИ-92 и почти на 1,5 тыс. – за тонну АИ-95. Таким образом, формально можно говорить о том, что поставленное правительством условие было выполнено и запрет не понадобился.
С другой, с самого начала обращал на себя внимание факт, что заявление о возможности введения эмбарго доверили озвучить не профильному вице-премьеру Александру Новаку, а министру Шульгинову (позже с комментарием выступил и его заместитель Павел Сорокин). Это сразу дало повод предположить, что заявление носит скорее дежурный характер, что и подтвердилось развитием событий.
Прогноз ИРТТЭК:
Мы продолжаем придерживаться мнения, что заявления о возможности запрета на экспорт бензина и других рестриктивных мер со стороны правительства носят исключительно декларативный характер и направлены на поддержание позитивного имиджа власти в ожидании выборов в Госдуму. Реальное прекращение экспортных поставок топлива невыгодно прежде всего самому государству, которое в этом случае лишится части доходов от уплаты компаниями экспортных пошлин. При этом постоянное напоминание о такой возможности не дает нефтяным компаниям расслабиться и забыть о своих обязательствах по сохранению социальной стабильности.
Свободны, как ветер: львиная доля инвестиций нефтяных компаний проходит мимо ВИЭ
Аналитики предсказывают бум ветроэнергетики в ближайшие десятилетия, ведь после истощения месторождений нефти и газа у нефтяных компаний освободятся добычные платформы, которые, как считается, могут быть переделаны в ветростанции. Нефтяные мейджоры и сами поддерживают этот образ, обещая перенаправлять средства на ВИЭ и сокращать добычу ископаемых видов топлива: BP вложила в ветроэнергетику $1,1 млрд, Royal Dutch Shell собирается строить оффшорный ветропарк недалеко от побережья Нидерландов, Equinor пообщала направить до 50% капитальных вложений на развитие ВИЭ к 2030 году.
Однако реальные данные показывают совершенно другую картину: к июню 2021 года компании достигли весьма скромных успехов на пути в ВИЭ, и почему-то откладывают оставшееся расстояние до цели на грядущие годы. Например, Total планирует увеличить выработку электроэнергии с помощью ВИЭ на 2526% к 2030 году. Другой отчет МЭА подтверждает тенденцию: в 2020 году нефтегазовая промышленность в целом потратила всего 1% своих капитальных затрат на чистую энергию. Исходя из текущих тенденций, считают в МЭА, в этом году этот показатель может вырасти до 4%.
Куда же направляют свои инвестиции мейджоры? - В разработку и освоение новых месторождений:
- Инвестиции BP в проект освоения газовых запасов дельты Западного Нила составили около $9 млрд;
- Shell Offshore Inc., дочерняя компания Royal Dutch Shell plc, объявила об окончательном инвестиционном решении (FID) (на паях с Chevron USA Inc., 40%), для глубоководного проекта добычи нефти в Мексиканском заливе Whale c прогнозируемым пиковым уровнем добычи около 100 тыс. бнэ/сутки;
- Норвежское правительство планирует инвестировать €36 млрд в новые нефтяные месторождения.
В Rystad Energy уверены, у нефти газа прекрасные перспективы, они приносят стабильный доход, а ветер то дует, то не дует.
Аналитики предсказывают бум ветроэнергетики в ближайшие десятилетия, ведь после истощения месторождений нефти и газа у нефтяных компаний освободятся добычные платформы, которые, как считается, могут быть переделаны в ветростанции. Нефтяные мейджоры и сами поддерживают этот образ, обещая перенаправлять средства на ВИЭ и сокращать добычу ископаемых видов топлива: BP вложила в ветроэнергетику $1,1 млрд, Royal Dutch Shell собирается строить оффшорный ветропарк недалеко от побережья Нидерландов, Equinor пообщала направить до 50% капитальных вложений на развитие ВИЭ к 2030 году.
Однако реальные данные показывают совершенно другую картину: к июню 2021 года компании достигли весьма скромных успехов на пути в ВИЭ, и почему-то откладывают оставшееся расстояние до цели на грядущие годы. Например, Total планирует увеличить выработку электроэнергии с помощью ВИЭ на 2526% к 2030 году. Другой отчет МЭА подтверждает тенденцию: в 2020 году нефтегазовая промышленность в целом потратила всего 1% своих капитальных затрат на чистую энергию. Исходя из текущих тенденций, считают в МЭА, в этом году этот показатель может вырасти до 4%.
Куда же направляют свои инвестиции мейджоры? - В разработку и освоение новых месторождений:
- Инвестиции BP в проект освоения газовых запасов дельты Западного Нила составили около $9 млрд;
- Shell Offshore Inc., дочерняя компания Royal Dutch Shell plc, объявила об окончательном инвестиционном решении (FID) (на паях с Chevron USA Inc., 40%), для глубоководного проекта добычи нефти в Мексиканском заливе Whale c прогнозируемым пиковым уровнем добычи около 100 тыс. бнэ/сутки;
- Норвежское правительство планирует инвестировать €36 млрд в новые нефтяные месторождения.
В Rystad Energy уверены, у нефти газа прекрасные перспективы, они приносят стабильный доход, а ветер то дует, то не дует.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
По данным British Petroleum, глобальная борьба с СО2 проиграна. Развивающиеся страны будут платить и каяться
Тенденция:
В очередном ежегодном глобальном обзоре British Petroleum «Статистический обзор мировой энергетики» (Statistical Review of World Energy, 2021) констатируется: ископаемое топливо обеспечивает 83,1% от общего мирового потребления энергии.
- Нефть в 2020 году по-прежнему занимает наибольшую долю в общем потреблении первичных источников энергии планеты – 31,2%. Уголь на втором месте – 27,2%, газ – третий с долей 24,7%, вклад гидроэнергетики составил 6,9%, возобновляемые источники энергии дали в прошлом году 5,7%, атомная энергетика – 4,3%.
- На развивающиеся страны мира приходится 61% всего мирового энергопотребления. При этом потребление электроэнергии Китаем превышает общее энергопотребление как США, так и ЕС вместе взятых.
- Во время пандемии 2020 года, сообщает обзор, глобальное потребление энергии снизилось на 4,5% по сравнению с 2019 годом, тогда как ветер и солнце показали рост на 9,7%. Мы объясняем такой удивительный факт не преимуществом ВИЭ, а их работой на нерыночных условиях: гарантиями покупки их энергии при блокировании других генераторов и бюджетными дотациями.
- За десять лет (2011-2020 гг.) доля ВИЭ в энергобалансе планеты выросла примерно на 4,0%, в потреблении электроэнергии – на 7,6%. Такими темпами потребуется порядка 120 лет нынешних – весьма высоких – темпов вложений в ВИЭ, чтобы их доля в общем балансе первичной энергии достигла хотя бы 50%, и порядка 66 лет для достижения такого же уровня в электрогенерации.
- Пандемия и локдауны привели в 2020 году к падению мирового ВВП, по данным ООН, на 4,3%. В обзоре BP сокращение СО2 вследствие сжатия экономики оценивается в 6,3%. Для достижения целей Парижского соглашения корпорация предлагает 30 лет снижать выбросы углерода темпами 2020 года или (внимание!) поднять углеродный налог до 1400 долларов за тонну.
Прогноз ИРТТЭК:
Цифры из обзора мировой энергетики British Petroleum убедительно показывают, насколько далека мировая энергетика от декларируемых целей Парижского соглашения по сокращению выбросов СО2 для сдерживания «глобального потепления». С каждым годом становится все очевиднее, что ВИЭ не могут стать основой глобальной энергетики, а превращаются в нездоровую ее часть вследствие непредсказуемых перепадов выдаваемой мощности, которые приходится компенсировать за счет пиковых режимов газовых, угольных, атомных и гидроэлектростанций. Энергосистема с высокой долей ВИЭ обречена на проблемы с поддержанием стабильной работы и на высокие тарифы для потребителей. Конечный итог неизбежного признания этих фактов:
- Фактический отказ от глобальной борьбы с выбросами СО2 при сохранении прежней риторики об угрозе всему миру.
- Сбор углеродного налога с развивающихся стран в пользу нынешних лидеров внедрения ВИЭ.
По данным British Petroleum, глобальная борьба с СО2 проиграна. Развивающиеся страны будут платить и каяться
Тенденция:
В очередном ежегодном глобальном обзоре British Petroleum «Статистический обзор мировой энергетики» (Statistical Review of World Energy, 2021) констатируется: ископаемое топливо обеспечивает 83,1% от общего мирового потребления энергии.
- Нефть в 2020 году по-прежнему занимает наибольшую долю в общем потреблении первичных источников энергии планеты – 31,2%. Уголь на втором месте – 27,2%, газ – третий с долей 24,7%, вклад гидроэнергетики составил 6,9%, возобновляемые источники энергии дали в прошлом году 5,7%, атомная энергетика – 4,3%.
- На развивающиеся страны мира приходится 61% всего мирового энергопотребления. При этом потребление электроэнергии Китаем превышает общее энергопотребление как США, так и ЕС вместе взятых.
- Во время пандемии 2020 года, сообщает обзор, глобальное потребление энергии снизилось на 4,5% по сравнению с 2019 годом, тогда как ветер и солнце показали рост на 9,7%. Мы объясняем такой удивительный факт не преимуществом ВИЭ, а их работой на нерыночных условиях: гарантиями покупки их энергии при блокировании других генераторов и бюджетными дотациями.
- За десять лет (2011-2020 гг.) доля ВИЭ в энергобалансе планеты выросла примерно на 4,0%, в потреблении электроэнергии – на 7,6%. Такими темпами потребуется порядка 120 лет нынешних – весьма высоких – темпов вложений в ВИЭ, чтобы их доля в общем балансе первичной энергии достигла хотя бы 50%, и порядка 66 лет для достижения такого же уровня в электрогенерации.
- Пандемия и локдауны привели в 2020 году к падению мирового ВВП, по данным ООН, на 4,3%. В обзоре BP сокращение СО2 вследствие сжатия экономики оценивается в 6,3%. Для достижения целей Парижского соглашения корпорация предлагает 30 лет снижать выбросы углерода темпами 2020 года или (внимание!) поднять углеродный налог до 1400 долларов за тонну.
Прогноз ИРТТЭК:
Цифры из обзора мировой энергетики British Petroleum убедительно показывают, насколько далека мировая энергетика от декларируемых целей Парижского соглашения по сокращению выбросов СО2 для сдерживания «глобального потепления». С каждым годом становится все очевиднее, что ВИЭ не могут стать основой глобальной энергетики, а превращаются в нездоровую ее часть вследствие непредсказуемых перепадов выдаваемой мощности, которые приходится компенсировать за счет пиковых режимов газовых, угольных, атомных и гидроэлектростанций. Энергосистема с высокой долей ВИЭ обречена на проблемы с поддержанием стабильной работы и на высокие тарифы для потребителей. Конечный итог неизбежного признания этих фактов:
- Фактический отказ от глобальной борьбы с выбросами СО2 при сохранении прежней риторики об угрозе всему миру.
- Сбор углеродного налога с развивающихся стран в пользу нынешних лидеров внедрения ВИЭ.
Нефть требует контроля, нефтяники против
Кому выгодно иметь возможность сливать грязную нефть в магистральные трубопроводы? Доклад ИРТТЭК о необходимости ужесточения операционного контроля за качеством поступающей нефти дает ответ на этот вопрос.
Актуальность исследования «Мониторинг качества сырой нефти, поступающей для транспортировки по системе магистральных трубопроводов» обусловлена недавним инцидентом: в июне этого года на НПС «Муханово» было обнаружено 350 тыс. тонн нефти с высоким содержанием хлорорганики. Аналогичное происшествие с попаданием ХОС в трубопровод «Дружба» в 2019 году нанесло России огромный материальный и репутационный ущерб.
За грязную нефть в «Дружбе» пришлось заплатить «Транснефти». Компания, раз уж с нее спрашивают, справедливо требует эффективного контроля за качеством поступающей в систему магистральных трубопроводов нефти. В правительстве согласны, но конкретные инициативы увязли в бюрократических согласованиях, а также наткнулись на сопротивление со стороны российских нефтяных компаний. Только два производителя поддержали инициативу, остальные категорически против или «думают».
Подробный анализ проблематики с раскладом позиций конкретных участников рынка - в докладе ИРТТЭК.
Кому выгодно иметь возможность сливать грязную нефть в магистральные трубопроводы? Доклад ИРТТЭК о необходимости ужесточения операционного контроля за качеством поступающей нефти дает ответ на этот вопрос.
Актуальность исследования «Мониторинг качества сырой нефти, поступающей для транспортировки по системе магистральных трубопроводов» обусловлена недавним инцидентом: в июне этого года на НПС «Муханово» было обнаружено 350 тыс. тонн нефти с высоким содержанием хлорорганики. Аналогичное происшествие с попаданием ХОС в трубопровод «Дружба» в 2019 году нанесло России огромный материальный и репутационный ущерб.
За грязную нефть в «Дружбе» пришлось заплатить «Транснефти». Компания, раз уж с нее спрашивают, справедливо требует эффективного контроля за качеством поступающей в систему магистральных трубопроводов нефти. В правительстве согласны, но конкретные инициативы увязли в бюрократических согласованиях, а также наткнулись на сопротивление со стороны российских нефтяных компаний. Только два производителя поддержали инициативу, остальные категорически против или «думают».
Подробный анализ проблематики с раскладом позиций конкретных участников рынка - в докладе ИРТТЭК.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
Эффект дефицита: что стоит за ростом цен на газ в Европе?
Тенденция:
Европейские цены на газ продолжают бить рекорды: 11 августа фьючерс на газ с привязкой к крупнейшему на континенте хабу TTF торговался на уровне в $15,4 за млн британских тепловых единиц (без малого $550 за тыс. куб. м). Для сравнения: в июле средняя цена газа на том же хабе TTF составляла $12,5 за млн БТЕ, а в июне и мае – $10,3 и $8,9 за млн БТЕ соответственно.
Стремительный рост котировок – следствие эффекта дефицита предложения, сложившегося на европейском рынке в последние месяцы:
Сначала сказался скачок спроса в Азии, под влиянием которого поставщики сжиженного природного газа (СПГ) переориентировали экспорт на Восток: в I квартале 2021 г. Япония, Китай, Южная Корея и Тайвань увеличили суммарный импорт СПГ на 15% в годовом выражении (до 83,1 млрд куб. м в регазифицированном виде), а во II квартале – на 14% (до 69,2 млрд куб. м, по данным Refinitiv). В Европе же, наоборот, импорт СПГ сокращался – на 28% в I квартале (до 27,3 млрд куб. м) и на 7% - во II квартале (до 30,9 млрд куб. м);
Разворот на Восток во многом был связан с ценовой привлекательностью азиатского рынка: в I квартале средние спотовые цены в Северо-Восточной Азии были в полтора с лишним раза выше, чем в Европе ($10,2 против $6,5 за млн БТЕ). Это задало ценовой ориентир для европейского рынка: во II квартале разница сократилась до немногим более 10% ($9,9 против $8,8 за млн БТЕ), однако результатом стал рост котировок в Европе;
Сокращение импорта СПГ увеличило отбор газа из подземных хранилищ (ПХГ): если 1 марта 2020 года европейские ПХГ были заполнены на 60,1%, то 1 марта 2021 г. – лишь на 36,3%. Наряду со сравнительно прохладной весной (в Германии средняя температура весенних месяцев была на 2 градуса ниже, чем в 2020 г.), это привело к отставанию от прошлогоднего графика закачки газа в хранилища – к 10 августа они были заполнены лишь на 60,1% (против 87,7% годом ранее, по данным Gas Infrastructure Europe);
На этом фоне рынок стал излишне чувствителен к рискам недопоставок трубопроводного газа: в июне и июле цены подогревали сообщения об отказе «Газпрома» бронировать дополнительные негарантированные мощности украинского транзита (сверх 124 млн куб. м в сутки), а в августе – авария на Сургутском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), из-за которой прокачка газа по газопроводу «Ямал-Европа» временно сократилась вдвое (с 2,1 млн до 1 млн куб. м в час, по данным газотранспортного оператора Gascade).
Прогноз ИРТТЭК:
Учитывая приближение сезона холодов, европейский газовый рынок вряд ли ждет серьезное охлаждение. В ближайшие недели импортеры смогут рассчитывать разве что на стабилизацию цен – как благодаря восстановлению прежних объемов транзита по газопроводу «Ямал-Европа», так и возобновлению роста поставок СПГ: за 1-10 августа европейский импорт СПГ увеличился в годовом выражении на 6% (до 2,4 млрд куб. м, по данным Refinitiv). Однако возвращение к норме произойдет не раньше 2022 г., когда будет нивелирован эффект низкой базы «ковидного» 2020 г., также ставший одной из причин нынешнего роста газовых котировок.
Эффект дефицита: что стоит за ростом цен на газ в Европе?
Тенденция:
Европейские цены на газ продолжают бить рекорды: 11 августа фьючерс на газ с привязкой к крупнейшему на континенте хабу TTF торговался на уровне в $15,4 за млн британских тепловых единиц (без малого $550 за тыс. куб. м). Для сравнения: в июле средняя цена газа на том же хабе TTF составляла $12,5 за млн БТЕ, а в июне и мае – $10,3 и $8,9 за млн БТЕ соответственно.
Стремительный рост котировок – следствие эффекта дефицита предложения, сложившегося на европейском рынке в последние месяцы:
Сначала сказался скачок спроса в Азии, под влиянием которого поставщики сжиженного природного газа (СПГ) переориентировали экспорт на Восток: в I квартале 2021 г. Япония, Китай, Южная Корея и Тайвань увеличили суммарный импорт СПГ на 15% в годовом выражении (до 83,1 млрд куб. м в регазифицированном виде), а во II квартале – на 14% (до 69,2 млрд куб. м, по данным Refinitiv). В Европе же, наоборот, импорт СПГ сокращался – на 28% в I квартале (до 27,3 млрд куб. м) и на 7% - во II квартале (до 30,9 млрд куб. м);
Разворот на Восток во многом был связан с ценовой привлекательностью азиатского рынка: в I квартале средние спотовые цены в Северо-Восточной Азии были в полтора с лишним раза выше, чем в Европе ($10,2 против $6,5 за млн БТЕ). Это задало ценовой ориентир для европейского рынка: во II квартале разница сократилась до немногим более 10% ($9,9 против $8,8 за млн БТЕ), однако результатом стал рост котировок в Европе;
Сокращение импорта СПГ увеличило отбор газа из подземных хранилищ (ПХГ): если 1 марта 2020 года европейские ПХГ были заполнены на 60,1%, то 1 марта 2021 г. – лишь на 36,3%. Наряду со сравнительно прохладной весной (в Германии средняя температура весенних месяцев была на 2 градуса ниже, чем в 2020 г.), это привело к отставанию от прошлогоднего графика закачки газа в хранилища – к 10 августа они были заполнены лишь на 60,1% (против 87,7% годом ранее, по данным Gas Infrastructure Europe);
На этом фоне рынок стал излишне чувствителен к рискам недопоставок трубопроводного газа: в июне и июле цены подогревали сообщения об отказе «Газпрома» бронировать дополнительные негарантированные мощности украинского транзита (сверх 124 млн куб. м в сутки), а в августе – авария на Сургутском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), из-за которой прокачка газа по газопроводу «Ямал-Европа» временно сократилась вдвое (с 2,1 млн до 1 млн куб. м в час, по данным газотранспортного оператора Gascade).
Прогноз ИРТТЭК:
Учитывая приближение сезона холодов, европейский газовый рынок вряд ли ждет серьезное охлаждение. В ближайшие недели импортеры смогут рассчитывать разве что на стабилизацию цен – как благодаря восстановлению прежних объемов транзита по газопроводу «Ямал-Европа», так и возобновлению роста поставок СПГ: за 1-10 августа европейский импорт СПГ увеличился в годовом выражении на 6% (до 2,4 млрд куб. м, по данным Refinitiv). Однако возвращение к норме произойдет не раньше 2022 г., когда будет нивелирован эффект низкой базы «ковидного» 2020 г., также ставший одной из причин нынешнего роста газовых котировок.
Forwarded from СПГ channel
Вопреки моде: почему голубой водород все же оставляет карбоновый след?
Голубой водород не является «зеленым» источником энергии – к такому выводу пришли авторы статьи, опубликованной на днях в журнале Energy Science & Engineering, – Роберт Ховарт, исследователь из Корнельского университета в штате Нью-Йорк, и его коллега из Стэнфордского университета Марк Джейкобсон. Мы заинтересовались этой темой и попросили коллег из @irttek_ru прокомментировать ключевые тезисы. Итак:
• Будучи одним из потенциальных драйверов энергоперехода, водород производится из разных источников – атомной энергии («оранжевый» водород), угля («бурый» водород), ветра и солнца (с применением электролиза воды, «зеленый» водород). Однако наиболее популярным сырьем остается природный газ: в канун пандемии на его долю приходилось 76% глобального производства водорода, согласно данным Международного энергетического агентства (против 2% у возобновляемых источников).
• Особой популярностью пользуется паровой риформинг метана, одного из компонентов природного газа, из которого можно получить «серый» и «голубой» водород – при наличии одного и того же исходного сырья, отличие второго от первого заключается в использовании технологий улавливания и последующего хранения CO2, позволяющих минимизировать углеродный след. Благодаря этому «голубой» водород, в отличие от «серого», нередко относят к чистым источникам энергии.
• Этот тезис в своей статьей оспаривают Ховарт и Джейкобсон. Для «затравки» они констатируют, что во всем мире пока что есть лишь две площадки по производству голубого водорода – в штате Техас (завод компании Air Products) и канадской провинции Альберта (Shell). На заводе Shell при производстве водорода в среднем улавливается 78,8% выбросов CO2, однако в разные дни этот показатель колеблется в диапазоне от 53% до 90%.
• Что не менее важно, в показатель «улавливания» не входят, с одной стороны, выбросы метана (CH4), а с другой, выбросы CO2 при выработке электроэнергии, необходимой для парового риформинга и улавливания углерода. При этом, как подчеркивают авторы, стоит также учитывать выбросы, которыми сопровождается добыча и транспортировка исходного сырья – природного газа.
• При учете этих составляющих «голубой» водород оказывается ненамного экологичнее «серого»: если в первом случае на один мегаджоуль водорода приходится не более 139 граммов CO2 и CH4, то во втором – 153 грамма, то есть лишь на 10% больше. Для сравнения: при добыче и транспортировке газа, по подсчетам авторов, удельный объем выбросов составляет 111 граммов.
• Тем самым добыча природного газа сопряжена с меньшим объемов выбросов СH4 и CO2, нежели производство «голубого» водорода – просто в силу меньшего количества производственных операций, оставляющих карбоновый след. Поэтому, резюмируют Ховарт и Джейкобсон, экологически чистым является лишь производство «зеленого» водорода, с помощью электролиза воды и возобновляемых источников энергии.
Оценка ИРТТЭК @irttek_ru
Несмотря на то, что статья Ховарта и Джейкобсона получила широкий медиа-охват, ее публикация вряд ли поколеблет интерес инвесторов к «голубому» водороду: на сегодняшний день удельные издержки на его производство ниже ($1,5 – $2,3 на килограмм, в зависимости от исходной стоимости газа), чем на производство «зеленого» водорода (от $2,7 на килограмм при использовании ветровой энергии до $6,9 при использовании солнечных панелей), следует из подсчетов Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA).
По этой причине проекты по производству голубого водорода запланированы сразу в нескольких европейских странах. К примеру, норвежская Equinor собирается в 2023 году наладить его выпуск на газотурбинной станции Magnum в Нидерландах, а в 2027-м начать его поставки на крупнейший в Германии сталелитейный завод в Дуйсбурге. Суммарно оба проекта позволять сократить 15 млн т выбросов CO2 в год, что эквивалентно трети годовой эмиссии углерода в Норвегии.
@lngchannel
Голубой водород не является «зеленым» источником энергии – к такому выводу пришли авторы статьи, опубликованной на днях в журнале Energy Science & Engineering, – Роберт Ховарт, исследователь из Корнельского университета в штате Нью-Йорк, и его коллега из Стэнфордского университета Марк Джейкобсон. Мы заинтересовались этой темой и попросили коллег из @irttek_ru прокомментировать ключевые тезисы. Итак:
• Будучи одним из потенциальных драйверов энергоперехода, водород производится из разных источников – атомной энергии («оранжевый» водород), угля («бурый» водород), ветра и солнца (с применением электролиза воды, «зеленый» водород). Однако наиболее популярным сырьем остается природный газ: в канун пандемии на его долю приходилось 76% глобального производства водорода, согласно данным Международного энергетического агентства (против 2% у возобновляемых источников).
• Особой популярностью пользуется паровой риформинг метана, одного из компонентов природного газа, из которого можно получить «серый» и «голубой» водород – при наличии одного и того же исходного сырья, отличие второго от первого заключается в использовании технологий улавливания и последующего хранения CO2, позволяющих минимизировать углеродный след. Благодаря этому «голубой» водород, в отличие от «серого», нередко относят к чистым источникам энергии.
• Этот тезис в своей статьей оспаривают Ховарт и Джейкобсон. Для «затравки» они констатируют, что во всем мире пока что есть лишь две площадки по производству голубого водорода – в штате Техас (завод компании Air Products) и канадской провинции Альберта (Shell). На заводе Shell при производстве водорода в среднем улавливается 78,8% выбросов CO2, однако в разные дни этот показатель колеблется в диапазоне от 53% до 90%.
• Что не менее важно, в показатель «улавливания» не входят, с одной стороны, выбросы метана (CH4), а с другой, выбросы CO2 при выработке электроэнергии, необходимой для парового риформинга и улавливания углерода. При этом, как подчеркивают авторы, стоит также учитывать выбросы, которыми сопровождается добыча и транспортировка исходного сырья – природного газа.
• При учете этих составляющих «голубой» водород оказывается ненамного экологичнее «серого»: если в первом случае на один мегаджоуль водорода приходится не более 139 граммов CO2 и CH4, то во втором – 153 грамма, то есть лишь на 10% больше. Для сравнения: при добыче и транспортировке газа, по подсчетам авторов, удельный объем выбросов составляет 111 граммов.
• Тем самым добыча природного газа сопряжена с меньшим объемов выбросов СH4 и CO2, нежели производство «голубого» водорода – просто в силу меньшего количества производственных операций, оставляющих карбоновый след. Поэтому, резюмируют Ховарт и Джейкобсон, экологически чистым является лишь производство «зеленого» водорода, с помощью электролиза воды и возобновляемых источников энергии.
Оценка ИРТТЭК @irttek_ru
Несмотря на то, что статья Ховарта и Джейкобсона получила широкий медиа-охват, ее публикация вряд ли поколеблет интерес инвесторов к «голубому» водороду: на сегодняшний день удельные издержки на его производство ниже ($1,5 – $2,3 на килограмм, в зависимости от исходной стоимости газа), чем на производство «зеленого» водорода (от $2,7 на килограмм при использовании ветровой энергии до $6,9 при использовании солнечных панелей), следует из подсчетов Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA).
По этой причине проекты по производству голубого водорода запланированы сразу в нескольких европейских странах. К примеру, норвежская Equinor собирается в 2023 году наладить его выпуск на газотурбинной станции Magnum в Нидерландах, а в 2027-м начать его поставки на крупнейший в Германии сталелитейный завод в Дуйсбурге. Суммарно оба проекта позволять сократить 15 млн т выбросов CO2 в год, что эквивалентно трети годовой эмиссии углерода в Норвегии.
@lngchannel
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
Хорошо забытое старое: талибы хотят строить газопровод, в который нечего закачать
С приходом к власти в Афганистане движения «Талибан» (террористическая организация, запрещенная в России) возобновились разговоры о строительстве похороненного вроде бы газопровода ТАПИ (Туркмения – Афганистан – Пакистан – Индия). Накануне о желании принять участие в проекте заявил представитель «Талибана» Сухейл Шахин. Однако за геополитическими рассуждениями упускают из виду главный вопрос – есть ли у Туркменистана газ для заполнения трубы. Похоже, что нет.
Проект ТАПИ существует с конца 1990-х годов и предполагает поставку 33 млрд кубометров туркменского газа в Афганистан, Пакистан и Индию, которая должна стать основным покупателем. Пуск газопровода планировался на 2017 год, однако по понятным причинам был отложен на неопределенный срок.
В качестве ресурсной базы поставок определено месторождение Галкыныш, которое Ашхабад называет крупнейшим в стране и одним из крупнейших в мире.
Проблема в том, что туркменские власти предлагают верить им на слово – полномасштабного независимого аудита запасов в стране никогда не проводилось. Для оценки потенциала того же Галкыныша в 2009 году пригласили английского консультанта Gaffney, Cline & Associates (GCA). Однако на само месторождение англосаксов, похоже, так и не пустили, а оценка проводилась на основании данных местных газовиков, поэтому ее результаты вряд ли можно считать надежными. Не добавляет уверенности и то, что GCA несколько раз пересматривала свою же цифру, причем каждый раз в сторону увеличения.
Прогноз ИРТТЭК:
Сейчас практически единственным покупателем туркменского газа является Китай, куда топливо поставляется по газопроводу Центральная Азия – Китай. Ресурсная база трубы мощностью 40 млрд кубометров в год, запущенной в 2009 году – тот же многострадальный Галкыныш. Газопровод строили на китайские деньги, поставки идут в счет погашения кредита и их сокращения Пекин не допустит (хотя сам, как показал кризисный 2020 год, может произвольно снижать объемы закупок). Возможность Туркмении увеличить добычу также сомнительна. Увы, но проект ТАПИ, похоже, можно окончательно списать в утиль, а талибам придется искать себе другие источники пополнения бюджета.
Хорошо забытое старое: талибы хотят строить газопровод, в который нечего закачать
С приходом к власти в Афганистане движения «Талибан» (террористическая организация, запрещенная в России) возобновились разговоры о строительстве похороненного вроде бы газопровода ТАПИ (Туркмения – Афганистан – Пакистан – Индия). Накануне о желании принять участие в проекте заявил представитель «Талибана» Сухейл Шахин. Однако за геополитическими рассуждениями упускают из виду главный вопрос – есть ли у Туркменистана газ для заполнения трубы. Похоже, что нет.
Проект ТАПИ существует с конца 1990-х годов и предполагает поставку 33 млрд кубометров туркменского газа в Афганистан, Пакистан и Индию, которая должна стать основным покупателем. Пуск газопровода планировался на 2017 год, однако по понятным причинам был отложен на неопределенный срок.
В качестве ресурсной базы поставок определено месторождение Галкыныш, которое Ашхабад называет крупнейшим в стране и одним из крупнейших в мире.
Проблема в том, что туркменские власти предлагают верить им на слово – полномасштабного независимого аудита запасов в стране никогда не проводилось. Для оценки потенциала того же Галкыныша в 2009 году пригласили английского консультанта Gaffney, Cline & Associates (GCA). Однако на само месторождение англосаксов, похоже, так и не пустили, а оценка проводилась на основании данных местных газовиков, поэтому ее результаты вряд ли можно считать надежными. Не добавляет уверенности и то, что GCA несколько раз пересматривала свою же цифру, причем каждый раз в сторону увеличения.
Прогноз ИРТТЭК:
Сейчас практически единственным покупателем туркменского газа является Китай, куда топливо поставляется по газопроводу Центральная Азия – Китай. Ресурсная база трубы мощностью 40 млрд кубометров в год, запущенной в 2009 году – тот же многострадальный Галкыныш. Газопровод строили на китайские деньги, поставки идут в счет погашения кредита и их сокращения Пекин не допустит (хотя сам, как показал кризисный 2020 год, может произвольно снижать объемы закупок). Возможность Туркмении увеличить добычу также сомнительна. Увы, но проект ТАПИ, похоже, можно окончательно списать в утиль, а талибам придется искать себе другие источники пополнения бюджета.
Северный поток-2 дал первый газ: почему немцы ошиблись, а цены упали
Цена газа в Европе упала из-за ложного сообщения о начале поставок по газопроводу «Северный поток – 2», пишут СМИ. Данные о поступлении первого топлива разместил на своем сайте оператор газотранспортной сети Германии Gascade. Позже компания опровергла эти сведения, объяснив их технической ошибкой.
Объяснение, прямо скажем, неубедительное. Трудно представить, что педантичные немцы допустили такую небрежность. Тем более в таком чувствительном вопросе, как поставки газа, которые сейчас находятся в фокусе внимания европейцев. Из-за высокого спроса на энергию запасы в подземных хранилищах находятся на многолетних минимумах и в Европе очень переживают о том, как будут проходить зимние максимумы потребления.
Если отбросить версию с технической ошибкой, остаются два варианта. Первый – сознательная манипуляция рынком, – также представляется маловероятным. Вряд ли компания масштаба Gascade захочет рискнуть репутацией и подставиться под риск уголовного преследования ради того, чтобы несколько трейдеров получили дополнительную прибыль.
Второй, который кажется наиболее правдоподобным – определенный объем газа действительно поступил в точку выхода Libmin II. Как известно, еще в июне первая нитка «Северного потока – 2» была достроена, тогда же началась подготовка к ее заполнению технологическим газом. Похоже, что вчера этот процесс завершился, при этом часть газа была поставлена в немецкую газотранспортную систему – либо потому, что потребовалось сбросить давление в трубе, либо в рамках испытательных процедур. В любом случае это позволяет говорить о фактической готовности первой очереди «Северного потока – 2» к промышленной эксплуатации. Дело за малым – получить требуемые сертификаты. Возможно, этот вопрос будет обсуждаться в ходе завтрашних переговоров Владимира Путина и Ангелы Меркель.
Цена газа в Европе упала из-за ложного сообщения о начале поставок по газопроводу «Северный поток – 2», пишут СМИ. Данные о поступлении первого топлива разместил на своем сайте оператор газотранспортной сети Германии Gascade. Позже компания опровергла эти сведения, объяснив их технической ошибкой.
Объяснение, прямо скажем, неубедительное. Трудно представить, что педантичные немцы допустили такую небрежность. Тем более в таком чувствительном вопросе, как поставки газа, которые сейчас находятся в фокусе внимания европейцев. Из-за высокого спроса на энергию запасы в подземных хранилищах находятся на многолетних минимумах и в Европе очень переживают о том, как будут проходить зимние максимумы потребления.
Если отбросить версию с технической ошибкой, остаются два варианта. Первый – сознательная манипуляция рынком, – также представляется маловероятным. Вряд ли компания масштаба Gascade захочет рискнуть репутацией и подставиться под риск уголовного преследования ради того, чтобы несколько трейдеров получили дополнительную прибыль.
Второй, который кажется наиболее правдоподобным – определенный объем газа действительно поступил в точку выхода Libmin II. Как известно, еще в июне первая нитка «Северного потока – 2» была достроена, тогда же началась подготовка к ее заполнению технологическим газом. Похоже, что вчера этот процесс завершился, при этом часть газа была поставлена в немецкую газотранспортную систему – либо потому, что потребовалось сбросить давление в трубе, либо в рамках испытательных процедур. В любом случае это позволяет говорить о фактической готовности первой очереди «Северного потока – 2» к промышленной эксплуатации. Дело за малым – получить требуемые сертификаты. Возможно, этот вопрос будет обсуждаться в ходе завтрашних переговоров Владимира Путина и Ангелы Меркель.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
Искусство возможного: как остудить топливный рынок
Тенденция
Подходящее к концу лето стало периодом взрывного роста топливных цен. Если по итогам мая цены на бензин и дизель выросли на 3,8% и 2,2% в сравнении с концом декабря, то к 16 августа прирост достиг 5,9% и 3,8% соответственно, следует из данных Росстата. Это породило ожидания запрета на экспорт, возможность которого правительство пока не стало исключать. «Более кардинальные меры, такие как запрет экспорта нефтепродуктов, остаются на повестке и могут быть в любой момент применены в случае ухудшения ситуации», – заявил вице-премьер Александр Новак 9 августа на совещании с представителями нефтяных компаний.
Угроза экспортных ограничений используется не в первый раз: к примеру, в июле 2018 г., вскоре после заморозки топливных цен, правительство было наделено правом повышать пошлины на экспорт бензина и дизеля с 30% до 90% (от размера пошлины на нефть) в случае ценовых скачков. И к этой угрозе нефтяники прислушались: по итогам того же 2018 г. экспорт бензина сократился на 4,6% (до 4,2 млн т), следует из данных Федеральной таможенной службы (ФТС).
С экспортом, де-факто, увязано действие демпфирующего механизма, введенного в 2019 г. для сдерживания топливных цен после их разморозки: являясь компенсацией экспортной альтернативы, демпфер, по замыслу регуляторов, призван покрыть нефтяникам издержки от недопоставок топлива за рубеж.
Однако в реальности для поставщиков бензина экспорт играет пусть и растущую, но не самую значительную роль: в 2018 г. доля экспорта в производстве бензина составляла 11% (4,2 млн из 39,1 млн т), в 2019 г. – 13% (5,2 из 39,9 млн т), в 2020 г. – 15% (5,8 млн из 38,4 млн т,), а в первой половине 2021 г. – 14% (2,8 млн из 19,9 млн т, по данным Росстата и ФТС).
На розничном рынке доминируют заправки вертикально-интегрированных компаний (ВИНК): до пандемии на их долю приходилось 60% физических продаж топлива, а остальные 40% – на независимые АЗС, согласно данным Федеральной антимонопольной службы. При этом в количестве заправок пропорция обратная: 40% – у крупных компаний, а 60% - у независимых НПЗ.
На руку крупным компания играет и сравнительно низкий норматив продаж топлива на бирже (12% для бензина и 8,5% для дизеля): из-за низкого порога на бирже зачастую образуется дефицит, влекущий за собой рост цен, который не только бьет по рентабельности независимых АЗС, но и «легитимирует» рост цен в рознице.
По той же причине дефицит возникает и на локальных рынках: так, в первой половине 2021 г. Хабаровский НПЗ снизил производство бензина на 24% (до 228,7 тыс. т, по данным ЦДУ ТЭК), что не могло не привести к нехватке топлива на Дальнем Востоке.
Прогноз ИРТТЭК
Угроза экспортных ограничений не приведет к долгосрочной стабилизации топливного рынка. В качестве «кнута» эффективнее использовать обязательные продажи бензина на бирже, которые повысят доступность топлива для независимых АЗС, тем самым увеличив конкуренцию на внутреннем рынке.
Минэнерго и ФАС стоит повысить норматив продаж до 25% (и для бензина, и для дизеля). Благодаря этому биржа из «рынка продавца» превратится «в рынок покупателя», на котором потребители (независимые АЗС), а не поставщики (крупные компании) будут диктовать цены. Это также простимулирует загрузку НПЗ, которая позволит избежать локальных дефицитов.
Тенденция
Подходящее к концу лето стало периодом взрывного роста топливных цен. Если по итогам мая цены на бензин и дизель выросли на 3,8% и 2,2% в сравнении с концом декабря, то к 16 августа прирост достиг 5,9% и 3,8% соответственно, следует из данных Росстата. Это породило ожидания запрета на экспорт, возможность которого правительство пока не стало исключать. «Более кардинальные меры, такие как запрет экспорта нефтепродуктов, остаются на повестке и могут быть в любой момент применены в случае ухудшения ситуации», – заявил вице-премьер Александр Новак 9 августа на совещании с представителями нефтяных компаний.
Угроза экспортных ограничений используется не в первый раз: к примеру, в июле 2018 г., вскоре после заморозки топливных цен, правительство было наделено правом повышать пошлины на экспорт бензина и дизеля с 30% до 90% (от размера пошлины на нефть) в случае ценовых скачков. И к этой угрозе нефтяники прислушались: по итогам того же 2018 г. экспорт бензина сократился на 4,6% (до 4,2 млн т), следует из данных Федеральной таможенной службы (ФТС).
С экспортом, де-факто, увязано действие демпфирующего механизма, введенного в 2019 г. для сдерживания топливных цен после их разморозки: являясь компенсацией экспортной альтернативы, демпфер, по замыслу регуляторов, призван покрыть нефтяникам издержки от недопоставок топлива за рубеж.
Однако в реальности для поставщиков бензина экспорт играет пусть и растущую, но не самую значительную роль: в 2018 г. доля экспорта в производстве бензина составляла 11% (4,2 млн из 39,1 млн т), в 2019 г. – 13% (5,2 из 39,9 млн т), в 2020 г. – 15% (5,8 млн из 38,4 млн т,), а в первой половине 2021 г. – 14% (2,8 млн из 19,9 млн т, по данным Росстата и ФТС).
На розничном рынке доминируют заправки вертикально-интегрированных компаний (ВИНК): до пандемии на их долю приходилось 60% физических продаж топлива, а остальные 40% – на независимые АЗС, согласно данным Федеральной антимонопольной службы. При этом в количестве заправок пропорция обратная: 40% – у крупных компаний, а 60% - у независимых НПЗ.
На руку крупным компания играет и сравнительно низкий норматив продаж топлива на бирже (12% для бензина и 8,5% для дизеля): из-за низкого порога на бирже зачастую образуется дефицит, влекущий за собой рост цен, который не только бьет по рентабельности независимых АЗС, но и «легитимирует» рост цен в рознице.
По той же причине дефицит возникает и на локальных рынках: так, в первой половине 2021 г. Хабаровский НПЗ снизил производство бензина на 24% (до 228,7 тыс. т, по данным ЦДУ ТЭК), что не могло не привести к нехватке топлива на Дальнем Востоке.
Прогноз ИРТТЭК
Угроза экспортных ограничений не приведет к долгосрочной стабилизации топливного рынка. В качестве «кнута» эффективнее использовать обязательные продажи бензина на бирже, которые повысят доступность топлива для независимых АЗС, тем самым увеличив конкуренцию на внутреннем рынке.
Минэнерго и ФАС стоит повысить норматив продаж до 25% (и для бензина, и для дизеля). Благодаря этому биржа из «рынка продавца» превратится «в рынок покупателя», на котором потребители (независимые АЗС), а не поставщики (крупные компании) будут диктовать цены. Это также простимулирует загрузку НПЗ, которая позволит избежать локальных дефицитов.
Не в коня корм: ВИЭ не справляются с увеличением энергопотребления
Несмотря на гигантские финансовые вливания, налоговые и иные преференции, темпы роста возобновляемой генерации остаются недостаточными для того, чтобы справиться с увеличением энергопотребления по мере восстановления экономики. «Глобальные выбросы от производства электроэнергии превысили допандемийный уровень, поскольку роста производства чистой энергии было недостаточно для удовлетворения стремительно растущего спроса на электроэнергию», – говорится в докладе аналитического центра по климату и энергии Ember.
По оценкам аналитиков, выбросы CO2 в энергетическом секторе в первом полугодии 2021 года были на 5% выше, чем в аналогичном периоде 2019 года. Спрос на энергию за это время вырос на те же 5%. Из этого, впрочем, не следует, что вклад ВИЭ в удовлетворение добавленного спроса был нулевым. Как следует из доклада Ember, за счет возобновляемых источников было получено 57% дополнительной мощности. Но остальные 43% дали главным образом угольные станции, которые производят больше выбросов, чем газовые.
Комментарий ИРТТЭК:
Напрашивается вывод, что, если целью является немедленное сокращение парниковых выбросов, средства нужно вкладывать не в ВИЭ, а в переоборудование угольных станций и увеличение доли газа в глобальном энергобалансе. К сожалению, вывод этот, скорее всего, сделан не будет.
Несмотря на гигантские финансовые вливания, налоговые и иные преференции, темпы роста возобновляемой генерации остаются недостаточными для того, чтобы справиться с увеличением энергопотребления по мере восстановления экономики. «Глобальные выбросы от производства электроэнергии превысили допандемийный уровень, поскольку роста производства чистой энергии было недостаточно для удовлетворения стремительно растущего спроса на электроэнергию», – говорится в докладе аналитического центра по климату и энергии Ember.
По оценкам аналитиков, выбросы CO2 в энергетическом секторе в первом полугодии 2021 года были на 5% выше, чем в аналогичном периоде 2019 года. Спрос на энергию за это время вырос на те же 5%. Из этого, впрочем, не следует, что вклад ВИЭ в удовлетворение добавленного спроса был нулевым. Как следует из доклада Ember, за счет возобновляемых источников было получено 57% дополнительной мощности. Но остальные 43% дали главным образом угольные станции, которые производят больше выбросов, чем газовые.
Комментарий ИРТТЭК:
Напрашивается вывод, что, если целью является немедленное сокращение парниковых выбросов, средства нужно вкладывать не в ВИЭ, а в переоборудование угольных станций и увеличение доли газа в глобальном энергобалансе. К сожалению, вывод этот, скорее всего, сделан не будет.
Президент Туркменистана Гурбангулы Бердымухамедов дал старт строительству трех новых скважин на месторождении Галкыныш, сообщает газета «Нейтральный Туркменистан» Rowaçlyk | TDNG. Если отбросить словесную шелуху, то выясняется, что деньги на работы дала китайская госкомпания CNPC. В счет погашения кредита Туркменистан обязался поставлять по 17 млрд кубометров газа в течение трех лет. Ранее эти скважины уже бралась соорудить компания Gulf Oil & Gas FZE (ОАЭ), однако завершить работы не смогла. Отмечается, что скважины отличаются «большой технической сложностью».
Это снова заставляет задуматься о перспективах газопровода Туркменистан – Афганистан – Пакистан – Индия (ТАПИ). Ресурсной базой для него назначен тот же Галкыныш. Однако, как видно из новости, Туркменистан не располагает ни финансовыми, ни, что еще хуже, техническими возможностями для самостоятельного наращивания производства.
В настоящее время туркменская газовая отрасль практически полностью зависит от китайских заемных средств, единственным рынком сбыта также выступает Китай (поставки в Россию есть, но крайне незначительны и нерегулярны). Мы уже писали, что в таких условиях найти свободные объемы газа для поставки по южноазиатскому маршруту будет затруднительно. Сообщение «Нейтрального Туркменистана» – еще одно тому подтверждение.
Это снова заставляет задуматься о перспективах газопровода Туркменистан – Афганистан – Пакистан – Индия (ТАПИ). Ресурсной базой для него назначен тот же Галкыныш. Однако, как видно из новости, Туркменистан не располагает ни финансовыми, ни, что еще хуже, техническими возможностями для самостоятельного наращивания производства.
В настоящее время туркменская газовая отрасль практически полностью зависит от китайских заемных средств, единственным рынком сбыта также выступает Китай (поставки в Россию есть, но крайне незначительны и нерегулярны). Мы уже писали, что в таких условиях найти свободные объемы газа для поставки по южноазиатскому маршруту будет затруднительно. Сообщение «Нейтрального Туркменистана» – еще одно тому подтверждение.
Forwarded from НЕЗЫГАРЬ
В последние дни определились контуры пакета предложений, с которыми Россия собирается приехать на климатическую конференцию в Глазго в ноябре этого года.
1. Углеродный сбор должен оставаться в стране и использоваться на цели сокращения выбросов.
2. Борьба с изменением климата – это хорошо, но вестись она должна с учетом потребности в энергоресурсах населения бедных и развивающихся стран.
3. Если целью низкоуглеродного развития действительно является не создание протекционистских барьеров, а снижение уровня парниковых выбросов, следует признать «зелеными» не только ветряную и солнечную, но и атомную и гидрогенерацию.
4. В формулу расчета выбросов нужно включить поглощающую способность экосистем. На этом, например, построен базовый сценарий стратегии низкоуглеродного развития РФ до 2050 года, составленный Минэкономики.
Прогноз ИРТТЭК:
Мы полагаем, что большая часть этих инициатив не найдет понимания у развитых стран, которые уже вложили большие средства в развитие возобновляемой энергетики и намерены вложить еще больше в ближайшие десятилетия. Эти инвестиции надо как-то возвращать, в том числе это будет делаться за счет углеродных сборов и создания преференций для собственных производителей, использующих ВИЭ. Пожалуй, наибольшие шансы на принятие имеет предложение о признании ГЭС и АЭС «чистыми» источниками энергии – они действительно не производят парниковых газов, а потребности в электроэнергии будут стремительно расти с увеличением числа электромобилей и доли водорода в энергбалансе. Также не исключено, что Россия и другие потенициальные «жертвы» углеродного регулирования попробуют оспорить его нормы в ВТО. Но шансов на успешное завершение дела немного – климатическая истерия стала доминирующей повесткой и аргументы сторонников форсированной декарбонизации будут, как представляется, учитываться с большей охотой.
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
1. Углеродный сбор должен оставаться в стране и использоваться на цели сокращения выбросов.
2. Борьба с изменением климата – это хорошо, но вестись она должна с учетом потребности в энергоресурсах населения бедных и развивающихся стран.
3. Если целью низкоуглеродного развития действительно является не создание протекционистских барьеров, а снижение уровня парниковых выбросов, следует признать «зелеными» не только ветряную и солнечную, но и атомную и гидрогенерацию.
4. В формулу расчета выбросов нужно включить поглощающую способность экосистем. На этом, например, построен базовый сценарий стратегии низкоуглеродного развития РФ до 2050 года, составленный Минэкономики.
Прогноз ИРТТЭК:
Мы полагаем, что большая часть этих инициатив не найдет понимания у развитых стран, которые уже вложили большие средства в развитие возобновляемой энергетики и намерены вложить еще больше в ближайшие десятилетия. Эти инвестиции надо как-то возвращать, в том числе это будет делаться за счет углеродных сборов и создания преференций для собственных производителей, использующих ВИЭ. Пожалуй, наибольшие шансы на принятие имеет предложение о признании ГЭС и АЭС «чистыми» источниками энергии – они действительно не производят парниковых газов, а потребности в электроэнергии будут стремительно расти с увеличением числа электромобилей и доли водорода в энергбалансе. Также не исключено, что Россия и другие потенициальные «жертвы» углеродного регулирования попробуют оспорить его нормы в ВТО. Но шансов на успешное завершение дела немного – климатическая истерия стала доминирующей повесткой и аргументы сторонников форсированной декарбонизации будут, как представляется, учитываться с большей охотой.
ИРТТЭК @irttek_ru специально для Незыгаря @russica2
Экспертное сообщество высказалось в пользу передачи «Транснефти» функции контролера качества нефти, поступающей в систему магистральных нефтепроводов
Институт развития технологий ТЭК провел опрос экспертов на тему целесообразности передачи «Транснефти» функций единого контролера качества нефти. Проблема получила актуальность после инцидента 2019 года, когда в результате попадания в систему «Дружба» хлорорганических соединений был признан некондиционным большой объем нефти. В июле «Транснефть» предотвратила очередное загрязнение, локализовав нефть с повышенным содержанием хлора на нефтеперекачивающей станции «Муханово» в Самарской области. Результаты дискуссии и сформулированные по ее итогам рекомендации легли в основу доклада «Мониторинг качества сырой нефти: экспертное обсуждение».
В опросе приняли участие как российские, так и зарубежные специалисты. Большая часть участников опроса высказалась за то, что «Транснефть» должна иметь возможность контролировать качество нефти, поступающей в систему МН. Оба альтернативных сценария – передачу контроля государству и оснащение пунктов сдачи-приема нефти оборудованием, которое могло бы в реальном времени отслеживать качество сырья и автоматически прекращать прием в случае превышения предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ, – эксперты считают нецелесообразными как с технической, так и с экономической точки зрения.
Как показали результаты опроса зарубежных участников исследования, единой модели контроля в мире не существует. Для России оптимальным представляется изменение действующей модели, при этом для максимально эффективного использования имеющихся конкурентных преимуществ необходима централизация управления процессом контроля и формализация этого положения вещей на законодательном уровне. Структурой, наиболее подходящей на роль единого центра контроля, является ПАО «Транснефть», уже сейчас в значительной степени осуществляющая эти функции, делают вывод авторы исследования.
Институт развития технологий ТЭК провел опрос экспертов на тему целесообразности передачи «Транснефти» функций единого контролера качества нефти. Проблема получила актуальность после инцидента 2019 года, когда в результате попадания в систему «Дружба» хлорорганических соединений был признан некондиционным большой объем нефти. В июле «Транснефть» предотвратила очередное загрязнение, локализовав нефть с повышенным содержанием хлора на нефтеперекачивающей станции «Муханово» в Самарской области. Результаты дискуссии и сформулированные по ее итогам рекомендации легли в основу доклада «Мониторинг качества сырой нефти: экспертное обсуждение».
В опросе приняли участие как российские, так и зарубежные специалисты. Большая часть участников опроса высказалась за то, что «Транснефть» должна иметь возможность контролировать качество нефти, поступающей в систему МН. Оба альтернативных сценария – передачу контроля государству и оснащение пунктов сдачи-приема нефти оборудованием, которое могло бы в реальном времени отслеживать качество сырья и автоматически прекращать прием в случае превышения предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ, – эксперты считают нецелесообразными как с технической, так и с экономической точки зрения.
Как показали результаты опроса зарубежных участников исследования, единой модели контроля в мире не существует. Для России оптимальным представляется изменение действующей модели, при этом для максимально эффективного использования имеющихся конкурентных преимуществ необходима централизация управления процессом контроля и формализация этого положения вещей на законодательном уровне. Структурой, наиболее подходящей на роль единого центра контроля, является ПАО «Транснефть», уже сейчас в значительной степени осуществляющая эти функции, делают вывод авторы исследования.