Forwarded from Экономика на слух
🏭 Карл Маркс: мыслитель, который доказывал неизбежность рая на земле
Героем нового выпуска «Экономики на слух» станет Карл Маркс, чье имя вызывает в России особые чувства. А расскажет про него — советник председателя Банка России, один из ведущих наших макроэкономистов и ключевых авторов денежно-кредитной политики России и выпускница РЭШ Ксения Юдаева. С ней мы обсудим трансформацию капитализма: как система, которой Маркс предрекал крах, доказала свою адаптивность и решила многие из обозначенных им проблем.
🔵 Насколько сегодня актуальна классовая теория?
🔵 Как технологии могут изменить переговорную силу работников?
🔵 Каких изменений в государствах не учел Маркс?
Также поговорим про советское сельское хозяйство, по каким причинам во многих странах усиливается неравенство и почему макроэкономика – это про «было бы здоровье, а деньги найдутся».
📱 Послушать подкаст можно прямо в плеере телеграм
И на других платформах:
🟨 Яндекс Музыка
🟪 Apple podcasts
🟧 Castbox
🎙️ Другие сервисы
Героем нового выпуска «Экономики на слух» станет Карл Маркс, чье имя вызывает в России особые чувства. А расскажет про него — советник председателя Банка России, один из ведущих наших макроэкономистов и ключевых авторов денежно-кредитной политики России и выпускница РЭШ Ксения Юдаева. С ней мы обсудим трансформацию капитализма: как система, которой Маркс предрекал крах, доказала свою адаптивность и решила многие из обозначенных им проблем.
Также поговорим про советское сельское хозяйство, по каким причинам во многих странах усиливается неравенство и почему макроэкономика – это про «было бы здоровье, а деньги найдутся».
И на других платформах:
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Родионов
🏭 Карл Маркс: мыслитель, который доказывал неизбежность рая на земле Героем нового выпуска «Экономики на слух» станет Карл Маркс, чье имя вызывает в России особые чувства. А расскажет про него — советник председателя Банка России, один из ведущих наших макроэкономистов…
👆Живой классик – про вечно живого классика
Об энергопереходе – в колонке для «Ведомостей»
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на энергоспрос.
Полный текст доступен по ссылке
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на энергоспрос.
Полный текст доступен по ссылке
Ведомости
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на спрос на энергию
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 1
Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта.
Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%.
Инвестиционный бум в сфере возобновляемой энергетики напрямую связан с удешевлением технологий, облегчивших масштабное внедрение ВИЭ, которое, в свою очередь, привело к еще большему снижению удельных капзатрат. По данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA), удельные капзатраты на ввод солнечных панелей в мире в целом в период с 2015 по 2023 г. снизились на 64% в постоянных ценах с $2090 до $758 на 1 кВт мощности, а на ввод наземных ветрогенераторов – на 39% с $1911 до $1160 на 1 кВт. Не случайно глобальный ввод мощности солнечных панелей и наземных ветрогенераторов за тот же период увеличился в 4 раза – со 112 до 451 ГВт соответственно.
Коммерциализация новых технологий также обеспечила снижение операционных издержек. Средняя нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) при выработке на солнечных панелях в период с 2015 по 2023 г. снизилась втрое c $0,132 до $0,044 на 1 кВт ч, а на наземных ветроустановках – более чем вдвое c $0,074 до $0,033 на 1 кВт ч. Вместе с доступностью росла и эффективность: например, благодаря внедрению турбин высокой мощности, повышающих эффективность выработки электроэнергии в условиях маловетреной погоды, среднемировая загрузка наземных ветроустановок выросла с 29% в 2015 г. до 36% в 2023 г.
В ближайшие годы важным драйвером инноваций будет морская ветроэнергетика, где пока издержки на ввод новых мощностей существенно выше, чем в наземной ($2800 на 1 кВт в 2023 г.). Речь, в частности, идет о внедрении турбин пирамидального типа, оснащенных не одной, а четырьмя смыкающимися башнями, – такая конструкция обеспечивает устойчивость на большой глубине, где невозможно использовать стандартные «наземные» решения. Однако основным «полем» для технологических разработок станет сегмент хранения энергии, который переживает всплеск инвестиций в последние годы: по данным МЭА, глобальные капзатраты на строительство накопителей для электроэнергетики выросли с $6 млрд в 2020 г. $41 млрд в 2023 г.
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта.
Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%.
Инвестиционный бум в сфере возобновляемой энергетики напрямую связан с удешевлением технологий, облегчивших масштабное внедрение ВИЭ, которое, в свою очередь, привело к еще большему снижению удельных капзатрат. По данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA), удельные капзатраты на ввод солнечных панелей в мире в целом в период с 2015 по 2023 г. снизились на 64% в постоянных ценах с $2090 до $758 на 1 кВт мощности, а на ввод наземных ветрогенераторов – на 39% с $1911 до $1160 на 1 кВт. Не случайно глобальный ввод мощности солнечных панелей и наземных ветрогенераторов за тот же период увеличился в 4 раза – со 112 до 451 ГВт соответственно.
Коммерциализация новых технологий также обеспечила снижение операционных издержек. Средняя нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) при выработке на солнечных панелях в период с 2015 по 2023 г. снизилась втрое c $0,132 до $0,044 на 1 кВт ч, а на наземных ветроустановках – более чем вдвое c $0,074 до $0,033 на 1 кВт ч. Вместе с доступностью росла и эффективность: например, благодаря внедрению турбин высокой мощности, повышающих эффективность выработки электроэнергии в условиях маловетреной погоды, среднемировая загрузка наземных ветроустановок выросла с 29% в 2015 г. до 36% в 2023 г.
В ближайшие годы важным драйвером инноваций будет морская ветроэнергетика, где пока издержки на ввод новых мощностей существенно выше, чем в наземной ($2800 на 1 кВт в 2023 г.). Речь, в частности, идет о внедрении турбин пирамидального типа, оснащенных не одной, а четырьмя смыкающимися башнями, – такая конструкция обеспечивает устойчивость на большой глубине, где невозможно использовать стандартные «наземные» решения. Однако основным «полем» для технологических разработок станет сегмент хранения энергии, который переживает всплеск инвестиций в последние годы: по данным МЭА, глобальные капзатраты на строительство накопителей для электроэнергетики выросли с $6 млрд в 2020 г. $41 млрд в 2023 г.
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Ведомости
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на спрос на энергию
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 2
Одним из триггеров роста инвестиций стал энергетический кризис начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с постковидным скачком энергетического спроса. Последствия этого кризиса можно сравнить с крахом доткомов в начале 2000-х, когда вера инвесторов в новые технологии оказалась сильнее реальной способности интернет-компаний устойчиво генерировать прибыль. Тогдашний крах NASDAQ стал одной из ярких страниц в истории финансовых рынков, однако в реальности за последующие два десятилетия интернет-технологии из модной инвестиционной «истории» превратились в неотъемлемую составляющую образа жизни.
Та же трансформация в ближайшие десятилетия произойдет и с ВИЭ, надежность использования которых будет расти вместе с внедрением инноваций в накоплении энергии. Уже сегодня на коммерческом уровне появляются альтернативы литий-ионным батареям, которые позволяют в том числе экономить использование дорогостоящих металлов и минералов. Сюда, в частности, относятся ванадиевые аккумуляторы, обеспечивающие возможность долговременного хранения энергии, и цинк-бромные накопители, которые не требуют технологий охлаждения.
«Рыночек порешает», какие из новых технологий найдут наибольшее применение. Важнее то, что бум накопителей со временем начнет сдерживать потребность в строительстве АЭС, которые являются единственным низкоуглеродным источником энергии, не зависящим от погодных условий. В атомной энергетике высокие капзатраты сочетаются с высокой продолжительностью инвестиционного цикла.
Один из примеров – третий и четвертый энергоблоки АЭС «Вогтль», введенные в эксплуатацию США в 2023–2024 гг.: их строительство обошлось более чем в $30 млрд и при этом заняло полтора десятилетия – непропорциональные издержки для всего лишь 2,2 ГВт общей «чистой» мощности. Для сравнения: по данным Управления энергетической информации США (EIA), только за первое полугодие 2024 г. в США было введено в строй 2,8 ГВт ветроустановок, 3,9 ГВт накопителей и 12 ГВт солнечных панелей (без учета жилищного сектора).
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Одним из триггеров роста инвестиций стал энергетический кризис начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с постковидным скачком энергетического спроса. Последствия этого кризиса можно сравнить с крахом доткомов в начале 2000-х, когда вера инвесторов в новые технологии оказалась сильнее реальной способности интернет-компаний устойчиво генерировать прибыль. Тогдашний крах NASDAQ стал одной из ярких страниц в истории финансовых рынков, однако в реальности за последующие два десятилетия интернет-технологии из модной инвестиционной «истории» превратились в неотъемлемую составляющую образа жизни.
Та же трансформация в ближайшие десятилетия произойдет и с ВИЭ, надежность использования которых будет расти вместе с внедрением инноваций в накоплении энергии. Уже сегодня на коммерческом уровне появляются альтернативы литий-ионным батареям, которые позволяют в том числе экономить использование дорогостоящих металлов и минералов. Сюда, в частности, относятся ванадиевые аккумуляторы, обеспечивающие возможность долговременного хранения энергии, и цинк-бромные накопители, которые не требуют технологий охлаждения.
«Рыночек порешает», какие из новых технологий найдут наибольшее применение. Важнее то, что бум накопителей со временем начнет сдерживать потребность в строительстве АЭС, которые являются единственным низкоуглеродным источником энергии, не зависящим от погодных условий. В атомной энергетике высокие капзатраты сочетаются с высокой продолжительностью инвестиционного цикла.
Один из примеров – третий и четвертый энергоблоки АЭС «Вогтль», введенные в эксплуатацию США в 2023–2024 гг.: их строительство обошлось более чем в $30 млрд и при этом заняло полтора десятилетия – непропорциональные издержки для всего лишь 2,2 ГВт общей «чистой» мощности. Для сравнения: по данным Управления энергетической информации США (EIA), только за первое полугодие 2024 г. в США было введено в строй 2,8 ГВт ветроустановок, 3,9 ГВт накопителей и 12 ГВт солнечных панелей (без учета жилищного сектора).
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Ведомости
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на спрос на энергию
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 3
Ввод накопителей будет также снижать стимулы к использованию водорода в электроэнергетике. Первоначальный хайп здесь сменяется формированием рыночных ниш, где производство и потребление водорода имеет экономический смысл. В сегменте предложения это утилизация избыточных генерирующих мощностей ветрогенераторов, в том числе в регионе Северного моря, который в нынешнем десятилетии станет одним из крупнейших мировых кластеров по производству водорода. В свою очередь новыми нишами спроса на водород постепенно становятся автомобильные грузоперевозки, производство стали и частично морской транспорт.
Однако в транспортной отрасли ключевой историей будет оставаться распространение электромобилей. Здесь эффект удешевления заметен по экстренным решениям европейских и американских регуляторов о введении пошлин на импорт электромобилей из КНР. Вне зависимости от торговых ограничений электромобили будут оказывать все большее воздействие на нефтяной рынок. Если в 2015 г. глобальная экономия нефти от использования электрокаров и подключаемых гибридов, по данным МЭА, составляла менее 50 000 барр. в сутки, то в 2023 г. – 700 000 барр. в сутки. Согласно базовому сценарию МЭА (Stated Policies Scenario), исходящему из действующих трендов, к 2030 г. экономия нефти достигнет 4,2 млн барр. в сутки, что эквивалентно 4% ожидаемого спроса.
И в этом суть энергоперехода: удешевление и распространение новых технологий постепенно приводит к изменениям в структуре первичного и конечного потребления энергии. Сдвиги, которые на старте пандемии COVID-19 казались неочевидными, обретают все более явные очертания, причем вне зависимости от политической составляющей зеленой повестки.
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Ввод накопителей будет также снижать стимулы к использованию водорода в электроэнергетике. Первоначальный хайп здесь сменяется формированием рыночных ниш, где производство и потребление водорода имеет экономический смысл. В сегменте предложения это утилизация избыточных генерирующих мощностей ветрогенераторов, в том числе в регионе Северного моря, который в нынешнем десятилетии станет одним из крупнейших мировых кластеров по производству водорода. В свою очередь новыми нишами спроса на водород постепенно становятся автомобильные грузоперевозки, производство стали и частично морской транспорт.
Однако в транспортной отрасли ключевой историей будет оставаться распространение электромобилей. Здесь эффект удешевления заметен по экстренным решениям европейских и американских регуляторов о введении пошлин на импорт электромобилей из КНР. Вне зависимости от торговых ограничений электромобили будут оказывать все большее воздействие на нефтяной рынок. Если в 2015 г. глобальная экономия нефти от использования электрокаров и подключаемых гибридов, по данным МЭА, составляла менее 50 000 барр. в сутки, то в 2023 г. – 700 000 барр. в сутки. Согласно базовому сценарию МЭА (Stated Policies Scenario), исходящему из действующих трендов, к 2030 г. экономия нефти достигнет 4,2 млн барр. в сутки, что эквивалентно 4% ожидаемого спроса.
И в этом суть энергоперехода: удешевление и распространение новых технологий постепенно приводит к изменениям в структуре первичного и конечного потребления энергии. Сдвиги, которые на старте пандемии COVID-19 казались неочевидными, обретают все более явные очертания, причем вне зависимости от политической составляющей зеленой повестки.
Полный текст – на сайте «Ведомостей»
Ведомости
Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход
Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на спрос на энергию
Forwarded from Деньги и песец
К блэкауту на Кубе могло привести запаздывание с модернизацией сетевой инфраструктуры и проблемы с сырьем на мазутных ТЭС, полагает Кирилл @kirillrodionov Родионов.
Установленная мощность кубинских электростанций в период с 2000 по 2022 гг. выросла более чем вдвое – с 3,4 до 7,4 гигаватта (ГВт), согласно данным Ember. Две трети прироста мощности пришлись на мазутные и газовые электростанции, а треть – на ВИЭ: солнечные панели, ветрогенераторы и гидроэлектростанции, а также биомассовые установки, использующие в качестве сырья отходы сахарного тростника.
Ввод новых мощностей, как правило, требует серьезных инвестиций в модернизацию сетевой инфраструктуры. Это видно по масштабному общемировому вводу ВИЭ, на фоне которого глобальные инвестиции в строительство ЛЭП и подстанций выросли более чем на 20% в период с 2019 по 2023 гг. (с $310 млрд до $374 в год, согласно данным МЭА). Вдобавок, модернизация ЛЭП требует использования меди, ввоз которой на Кубу затруднен из-за санкций.
Важную роль играет и снижающаяся доступность сырья для мазутных электростанций, на долю которых на Кубе до сих пор приходится свыше 90% фактической выработки. Речь идет и поставках венесуэльской нефти, которая затем перерабатывается на НПЗ кубинской компании CUPET. Согласно последним доступным данным, поставки нефти из Венесуэлы на Кубу сократились с 2,14 млн т в 2019 г. до 1,65 млн т в 2020 г. и 1,31 млн т в 2021 г. Выработка электроэнергии на кубинских мазутных ТЭС за тот же период сократилась более чем на 10% – с 17,4 ТВт*Ч в 2019 г. до 15,5 ТВт*Ч в 2021 г.
Наконец, сказываются и последствия санкций для Венесуэлы, где в 2023 г. объем добычи нефти был почти вдвое ниже, чем в 2018 г., т.е. накануне введения жестких санкций США в отношении государственной нефтегазодобывающей PDVSA (850 тыс. баррелей в сутки VS 1,64 млн б/с). У ключевого торгового партнера Кубы становится всё меньше возможностей для оказания помощи, что и стало одной из причин блэкаута.
Установленная мощность кубинских электростанций в период с 2000 по 2022 гг. выросла более чем вдвое – с 3,4 до 7,4 гигаватта (ГВт), согласно данным Ember. Две трети прироста мощности пришлись на мазутные и газовые электростанции, а треть – на ВИЭ: солнечные панели, ветрогенераторы и гидроэлектростанции, а также биомассовые установки, использующие в качестве сырья отходы сахарного тростника.
Ввод новых мощностей, как правило, требует серьезных инвестиций в модернизацию сетевой инфраструктуры. Это видно по масштабному общемировому вводу ВИЭ, на фоне которого глобальные инвестиции в строительство ЛЭП и подстанций выросли более чем на 20% в период с 2019 по 2023 гг. (с $310 млрд до $374 в год, согласно данным МЭА). Вдобавок, модернизация ЛЭП требует использования меди, ввоз которой на Кубу затруднен из-за санкций.
Важную роль играет и снижающаяся доступность сырья для мазутных электростанций, на долю которых на Кубе до сих пор приходится свыше 90% фактической выработки. Речь идет и поставках венесуэльской нефти, которая затем перерабатывается на НПЗ кубинской компании CUPET. Согласно последним доступным данным, поставки нефти из Венесуэлы на Кубу сократились с 2,14 млн т в 2019 г. до 1,65 млн т в 2020 г. и 1,31 млн т в 2021 г. Выработка электроэнергии на кубинских мазутных ТЭС за тот же период сократилась более чем на 10% – с 17,4 ТВт*Ч в 2019 г. до 15,5 ТВт*Ч в 2021 г.
Наконец, сказываются и последствия санкций для Венесуэлы, где в 2023 г. объем добычи нефти был почти вдвое ниже, чем в 2018 г., т.е. накануне введения жестких санкций США в отношении государственной нефтегазодобывающей PDVSA (850 тыс. баррелей в сутки VS 1,64 млн б/с). У ключевого торгового партнера Кубы становится всё меньше возможностей для оказания помощи, что и стало одной из причин блэкаута.
Какие реакторы будут использоваться на АЭС в Казахстане?
Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Последняя, в свою очередь, будет вынесена на общественные слушания, по завершении которых Правительство Казахстана опубликует официальный документ о начале строительства АЭС.
Еще в прошлом году Минэнерго Казахстана опубликовало шорт-лист поставщиков, в который вошли:
✔️Китайская CNNC с реактором HPR-1000, который, в частности, используется на третьем и четвертом энергоблоках АЭС «Фанчэнган» на побережье Южно-Китайского моря на юге КНР – энергоблоки были подключены к сети в 2023 и 2024 гг. соответственно;
✔️Французская EDF с реактором EPR-1200, являющийся уменьшенной вариацией реактора EPR, который был установлен на третьем энергоблоке финской АЭС «Олкилуото» (введен в промышленную эксплуатацию в 2023 г.);
✔️Южнокорейская KHNP c реактором APR-1400, который был установлен на всех четырех энергоблоках АЭС «Барака» – первой атомной электростанции ОАЭ, которая может обеспечивать до четверти потребностей страны в электроэнергии;
✔️«Росатом» с реакторами ВВЭР-1000 (используется на четырех из восьми реакторах Тяньваньской АЭС на берегу Желтого моря на востоке КНР) и ВВЭР-1200 (которым будут оснащены все четыре строящихся энергоблока АЭС «Аккую» в Турции).
Власти Казахстана заявляли о том, что атомную электростанцию должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект строительства АЭС во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Такое решение могло бы решить проблему утилизации ПНГ: в 2023 г. в объем сжигания ПНГ в Казахстане достиг 1 млрд куб. м.
В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов: оператором упомянутой Тяньваньской АЭС является Jiangsu Nuclear Power Corporation, в состав акционеров которой входит CNNC.
Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Последняя, в свою очередь, будет вынесена на общественные слушания, по завершении которых Правительство Казахстана опубликует официальный документ о начале строительства АЭС.
Еще в прошлом году Минэнерго Казахстана опубликовало шорт-лист поставщиков, в который вошли:
✔️Китайская CNNC с реактором HPR-1000, который, в частности, используется на третьем и четвертом энергоблоках АЭС «Фанчэнган» на побережье Южно-Китайского моря на юге КНР – энергоблоки были подключены к сети в 2023 и 2024 гг. соответственно;
✔️Французская EDF с реактором EPR-1200, являющийся уменьшенной вариацией реактора EPR, который был установлен на третьем энергоблоке финской АЭС «Олкилуото» (введен в промышленную эксплуатацию в 2023 г.);
✔️Южнокорейская KHNP c реактором APR-1400, который был установлен на всех четырех энергоблоках АЭС «Барака» – первой атомной электростанции ОАЭ, которая может обеспечивать до четверти потребностей страны в электроэнергии;
✔️«Росатом» с реакторами ВВЭР-1000 (используется на четырех из восьми реакторах Тяньваньской АЭС на берегу Желтого моря на востоке КНР) и ВВЭР-1200 (которым будут оснащены все четыре строящихся энергоблока АЭС «Аккую» в Турции).
Власти Казахстана заявляли о том, что атомную электростанцию должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект строительства АЭС во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Такое решение могло бы решить проблему утилизации ПНГ: в 2023 г. в объем сжигания ПНГ в Казахстане достиг 1 млрд куб. м.
В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов: оператором упомянутой Тяньваньской АЭС является Jiangsu Nuclear Power Corporation, в состав акционеров которой входит CNNC.
– Скажи что-нибудь на советском.
– Плановые отгрузки мазута топочного валового и топлива судового маловязкого с нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) на предприятия нефтепродуктообеспечения.
– Плановые отгрузки мазута топочного валового и топлива судового маловязкого с нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) на предприятия нефтепродуктообеспечения.
Итоги первого полугодия 2024 г. подтвердили тренд на сокращение российского экспорта энергетического угля: по данным ЦДУ ТЭК, за первую половину года объем поставок снизился на 12% (год к году) достигнув 76,5 млн т. Для сравнения: в первой половине 2020 г., ставшего одним из самых тяжелых для российской и мировой угольной отрасли, экспорт энергетического угля из РФ составил 80,5 млн т.
На фоне сокращения экспорта всё чаше можно услышать вопрос, может ли российская электроэнергетика компенсировать «проседание» внешнего спроса. И здесь показательным является тот факт, что внутренний спрос практически не изменился за более чем 10 лет.
По данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей энергетического угля на электростанции в РФ в первой половине 2024 г. достигли 49 млн т – это лишь немногим больше, чем в первой половине 2011 г. (47,1 млн т). Еще более красноречивым является сравнение с первой половиной 2000 г., когда объем поставок российских компаний на электростанции в РФ достиг 52,3 млн т.
Темпы закрытия угольных электростанций в последние десятилетия опережают темпы ввода новых мощностей. В период с 2000 г. по первую половину 2024 г. в России было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 10,0 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor. Это и объясняет стагнацию на внутреннем рынке, где единственной незанятой нишей является замещение поставок энергетического угля из Казахстана, объем которых составляет около 20 млн т в год.
Вдобавок, на российском рынке усиливается межтопливная конкуренция: «Газпрому» нужно будет компенсировать сокращение поставок на российский рынок, а у «Росатома» есть амбициозные планы по вводу новых АЭС за Уралом, где расположено большинство действующих угольных ТЭС. Как следствие, российская электроэнергетика не будет предъявлять на уголь дополнительный спрос.
На фоне сокращения экспорта всё чаше можно услышать вопрос, может ли российская электроэнергетика компенсировать «проседание» внешнего спроса. И здесь показательным является тот факт, что внутренний спрос практически не изменился за более чем 10 лет.
По данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей энергетического угля на электростанции в РФ в первой половине 2024 г. достигли 49 млн т – это лишь немногим больше, чем в первой половине 2011 г. (47,1 млн т). Еще более красноречивым является сравнение с первой половиной 2000 г., когда объем поставок российских компаний на электростанции в РФ достиг 52,3 млн т.
Темпы закрытия угольных электростанций в последние десятилетия опережают темпы ввода новых мощностей. В период с 2000 г. по первую половину 2024 г. в России было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 10,0 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor. Это и объясняет стагнацию на внутреннем рынке, где единственной незанятой нишей является замещение поставок энергетического угля из Казахстана, объем которых составляет около 20 млн т в год.
Вдобавок, на российском рынке усиливается межтопливная конкуренция: «Газпрому» нужно будет компенсировать сокращение поставок на российский рынок, а у «Росатома» есть амбициозные планы по вводу новых АЭС за Уралом, где расположено большинство действующих угольных ТЭС. Как следствие, российская электроэнергетика не будет предъявлять на уголь дополнительный спрос.
Сегодняшние инфоповоды в угольной отрасли связывают с непрозрачной схемой закрытия угольных шахт. О том, почему России стоит отказаться от подземной угледобычи, я писал ровно год назад:
«В целом, без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут вынуждены сворачивать добычу. Поэтому отказ от добычи угля подземным способом будет иметь экономическую целесообразность.
Однако нельзя забывать и о самой безопасности. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Для этого потребуется компромисс, который бы предполагал закрытие шахт в обмен на денежную компенсацию их владельцам (в размере суммарной чистой прибыли за последние пять полных лет, за исключением кризисного 2020 г.), а также помощь высвобождаемым шахтерам в переезде и переобучении.
С технической точки зрения такая реформа точно не будет более сложной, чем реструктуризация угольной отрасли в 1990-е и первой половине 2000-х, когда было закрыто почти 190 угольных шахт, а численность работников в отрасли сократилась более чем на 500 тыс. человек. Тем более что к сегодняшнему дню угольная промышленность насчитывает лишь чуть более 140 тыс. человек, из которых 37 тыс. — это горняки шахт. Обеспечить жильем и новой работой почти четыре десятка тысяч человек — вполне посильная задача для федерального бюджета, даже с учетом фискального дефицита, достигшего максимума с середины 1990-х».
Полный текст – на сайте издания «Нефть и Капитал»
«В целом, без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут вынуждены сворачивать добычу. Поэтому отказ от добычи угля подземным способом будет иметь экономическую целесообразность.
Однако нельзя забывать и о самой безопасности. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Для этого потребуется компромисс, который бы предполагал закрытие шахт в обмен на денежную компенсацию их владельцам (в размере суммарной чистой прибыли за последние пять полных лет, за исключением кризисного 2020 г.), а также помощь высвобождаемым шахтерам в переезде и переобучении.
С технической точки зрения такая реформа точно не будет более сложной, чем реструктуризация угольной отрасли в 1990-е и первой половине 2000-х, когда было закрыто почти 190 угольных шахт, а численность работников в отрасли сократилась более чем на 500 тыс. человек. Тем более что к сегодняшнему дню угольная промышленность насчитывает лишь чуть более 140 тыс. человек, из которых 37 тыс. — это горняки шахт. Обеспечить жильем и новой работой почти четыре десятка тысяч человек — вполне посильная задача для федерального бюджета, даже с учетом фискального дефицита, достигшего максимума с середины 1990-х».
Полный текст – на сайте издания «Нефть и Капитал»
oilcapital.ru
Разрезы вместо шахт: почему России нужно отказаться от подземной угледобычи
Угольные шахты обеспечивают лишь четверть российской угледобычи и при этом зависят от косвенных субсидий на перевозку сырья, спрос на которое будет сжиматься даже в странах АТР. Поэтому отказ от подземной добычи будет эк... Новости о нефти и газе в России…
Розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо (ДТ) на неделе с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,2%, следует из данных Росстата. Тем самым, прирост цен на бензин превысил отметку в 0,1% впервые за пять недель, а на ДТ – и вовсе за одиннадцать.
На рынке бензина главным очагом роста остается сегмент АИ-98: если цены на бензин АИ-92 и АИ-95 за неделю с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,1%, то в сегменте АИ-98 прирост цен достиг 0,6% (против 0,4% неделей ранее). Возможно, сказывается дефицит высокооктанового топлива, однако достоверно ответить на этот вопрос невозможно из-за отсутствия данных по выпуску топлива.
Главным же событием недели стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
Многое будет зависеть и от судьбы запрета на экспорт бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Нефтяникам нужно сдерживать рост цен, чтобы добиться снятия запрета. Однако в случае его отмены нефтяники на время «могут уйти в отрыв», что также будет играть на всплеск цен в начале 2025 г. Поэтому, несмотря на зимние холода, январь и февраль 2025 г. будут весьма «горячими» для топливного рынка.
На рынке бензина главным очагом роста остается сегмент АИ-98: если цены на бензин АИ-92 и АИ-95 за неделю с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,1%, то в сегменте АИ-98 прирост цен достиг 0,6% (против 0,4% неделей ранее). Возможно, сказывается дефицит высокооктанового топлива, однако достоверно ответить на этот вопрос невозможно из-за отсутствия данных по выпуску топлива.
Главным же событием недели стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
Многое будет зависеть и от судьбы запрета на экспорт бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Нефтяникам нужно сдерживать рост цен, чтобы добиться снятия запрета. Однако в случае его отмены нефтяники на время «могут уйти в отрыв», что также будет играть на всплеск цен в начале 2025 г. Поэтому, несмотря на зимние холода, январь и февраль 2025 г. будут весьма «горячими» для топливного рынка.
Не макроэкономист, но сегодняшнего решения по ключевой ставке жду примерно так же, как весной 2020-го – новых минимумов по Urals, который тогда на спотовом рынке опускался до уровня 1998 года.
Фьючерс по WTI тогда вообще ушел на минус 40 (на экспирации майских контрактов).
Фьючерс по WTI тогда вообще ушел на минус 40 (на экспирации майских контрактов).
Впереди – четвертая волна демократизации?
Ключевой поинт нашего доклада сводится к тому, что около 2025 г. интенсивность региональных конфликтов пойдет на спад, а ключевые сдвиги переместятся в область внутренней политики: в ряде развитых и развивающихся стран начнутся реформы, масштаб которых будет сопоставим с реформами Рейгана и Тэтчер, преобразованиями в послевоенной Европе и реформами в странах бывшего социалистического лагеря в начале 1990-х. При этом география реформ будет еще более широкой, чем в первые годы после падения Берлинской стены.
Чем ближе 2025 г., тем более отчетливым становится грядущий перелом. С одной стороны, это постепенное исчерпание региональных конфликтов, у участников которых заканчиваются ресурсы для дальнейшего противостояния. С другой стороны, это электоральные успехи политиков, которые считаются умеренными (Масуд Пезешкиан в Иране) или более радикальными реформаторами (Хавьер Милей в Аргентине).
Еще один признак – кризис авторитарных режимов, которые в ряде стран подошли к исчерпанию ресурсов легитимности: сюда относится и Палестина, где президент Махмуд Аббас в следующем году отметит 90-летие; и Венесуэла, где режим Мадуро сохранился в 2024 г. во многом из-за временного спада международного интереса к венесуэльским президентским выборам; и Турция, где прошлогоднее поражение противников Эрдогана было не в последнюю очередь связано с неудачным выбором кандидата для президентских выборов (Кемаля Кылычдароглу); и Куба, где еще до октябрьского блэкаута властям из-за протестов приходилось ограничивать мобильный интернет; и упомянутый Иран, где в случае смерти 85-летнего аятоллы Хаменеи перемены будут неизбежны.
Согласно нашей прогностической модели, эпоха реформ будет состоять из двух основных этапов:
✔️2025-2029 гг. – стабилизация мирового порядка, электоральные и политические сдвиги, которые становятся прологом к началу реформ;
✔️2029-2033 гг. – пик преобразований, который затронет, в том числе, Россию.
Переход к эпохе реформ может выражаться в начале волны демократизации, которая по своим масштабам будет сравнима с Третьей волной (по Хантингтону), начавшейся в Португалии, Греции и Испании и завершившейся крахом социалистического лагеря. Новая – четвертая – волна демократизации, по всей видимости, будет охватывать:
• Латинскую Америку: Кубу и Венесуэлу, где действующие авторитарные режимы не могут побороть хронический экономический кризис;
• Республики бывшего СССР, в том числе Россию, Белоруссию и Казахстан;
• Восточную Европу, в частности, Венгрию, где может произойти перезапуск демократических институтов;
• Ближний Восток, том числе Турцию, Палестину и (возможно) Иран;
• Восточную Азию: Китай, где может произойти мягкая политическая либерализация в случае провала возможной атаки на Тайвань, и Северную Корею (если КНДР решится на полномасштабные действия в отношении Южной Кореи) .
При этом преобразования должны будут затронуть и развитые страны: в частности, США, где серьезные изменения могут произойти в случае избрания Дональда Трампа, и Францию, где текущее переформатирование политического поля делает всё более реальным переход к Шестой республике.
На днях обсуждал эти сюжеты со Шклюдовым, который фактически был научным редактором доклада «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года». Из этого доклада можно узнать, почему приближающийся 2025 г. станет переломным для России и мира.
Ключевой поинт нашего доклада сводится к тому, что около 2025 г. интенсивность региональных конфликтов пойдет на спад, а ключевые сдвиги переместятся в область внутренней политики: в ряде развитых и развивающихся стран начнутся реформы, масштаб которых будет сопоставим с реформами Рейгана и Тэтчер, преобразованиями в послевоенной Европе и реформами в странах бывшего социалистического лагеря в начале 1990-х. При этом география реформ будет еще более широкой, чем в первые годы после падения Берлинской стены.
Чем ближе 2025 г., тем более отчетливым становится грядущий перелом. С одной стороны, это постепенное исчерпание региональных конфликтов, у участников которых заканчиваются ресурсы для дальнейшего противостояния. С другой стороны, это электоральные успехи политиков, которые считаются умеренными (Масуд Пезешкиан в Иране) или более радикальными реформаторами (Хавьер Милей в Аргентине).
Еще один признак – кризис авторитарных режимов, которые в ряде стран подошли к исчерпанию ресурсов легитимности: сюда относится и Палестина, где президент Махмуд Аббас в следующем году отметит 90-летие; и Венесуэла, где режим Мадуро сохранился в 2024 г. во многом из-за временного спада международного интереса к венесуэльским президентским выборам; и Турция, где прошлогоднее поражение противников Эрдогана было не в последнюю очередь связано с неудачным выбором кандидата для президентских выборов (Кемаля Кылычдароглу); и Куба, где еще до октябрьского блэкаута властям из-за протестов приходилось ограничивать мобильный интернет; и упомянутый Иран, где в случае смерти 85-летнего аятоллы Хаменеи перемены будут неизбежны.
Согласно нашей прогностической модели, эпоха реформ будет состоять из двух основных этапов:
✔️2025-2029 гг. – стабилизация мирового порядка, электоральные и политические сдвиги, которые становятся прологом к началу реформ;
✔️2029-2033 гг. – пик преобразований, который затронет, в том числе, Россию.
Переход к эпохе реформ может выражаться в начале волны демократизации, которая по своим масштабам будет сравнима с Третьей волной (по Хантингтону), начавшейся в Португалии, Греции и Испании и завершившейся крахом социалистического лагеря. Новая – четвертая – волна демократизации, по всей видимости, будет охватывать:
• Латинскую Америку: Кубу и Венесуэлу, где действующие авторитарные режимы не могут побороть хронический экономический кризис;
• Республики бывшего СССР, в том числе Россию, Белоруссию и Казахстан;
• Восточную Европу, в частности, Венгрию, где может произойти перезапуск демократических институтов;
• Ближний Восток, том числе Турцию, Палестину и (возможно) Иран;
• Восточную Азию: Китай, где может произойти мягкая политическая либерализация в случае провала возможной атаки на Тайвань, и Северную Корею (если КНДР решится на полномасштабные действия в отношении Южной Кореи) .
При этом преобразования должны будут затронуть и развитые страны: в частности, США, где серьезные изменения могут произойти в случае избрания Дональда Трампа, и Францию, где текущее переформатирование политического поля делает всё более реальным переход к Шестой республике.
На днях обсуждал эти сюжеты со Шклюдовым, который фактически был научным редактором доклада «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года». Из этого доклада можно узнать, почему приближающийся 2025 г. станет переломным для России и мира.
MediaFire
Эпоха реформ и потрясений Россия и мир в период до 2040 года Пантин Родионов
MediaFire is a simple to use free service that lets you put all your photos, documents, music, and video in a single place so you can access them anywhere and share them everywhere.
Forwarded from Деньги и песец
Ключевые события и тренды из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Главным событием недели на топливном рынке стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
✔️Непрозрачность закрытия угольных шахт – с которым связывают громкие инфоповоды недели – является одной из наиболее обсуждаемых проблем угольной отрасли. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Тем более что без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут сворачивать добычу.
✔️Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Ранее власти Казахстана заявляли о том, что строить АЭС должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов.
✔️Отказ от АЭС и сворачивание инфраструктуры угольной генерации создавали предпосылки для серьезного увеличения спроса на газ в электроэнергетике Германии, однако из-за жесткой ценовой политики «Газпрома» в начале 2010-х, масштабного ввода ВИЭ и аварий на «Северных потоках» фактический прирост спроса оказался весьма и весьма скромным. В ближайшие годы еще одним важным фактором станет внедрение накопителей, позволяющих балансировать ВИЭ без использования АЭС. Чем дольше экспорт «Газпрома» в Европу остается на многолетнем минимуме, тем ниже будет потенциал восстановления поставок в будущем.
✔️Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта. Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%. Подробнее – в колонке для «Ведомостей».
Выпуск от 26 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
✔️Главным событием недели на топливном рынке стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
✔️Непрозрачность закрытия угольных шахт – с которым связывают громкие инфоповоды недели – является одной из наиболее обсуждаемых проблем угольной отрасли. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Тем более что без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут сворачивать добычу.
✔️Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Ранее власти Казахстана заявляли о том, что строить АЭС должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов.
✔️Отказ от АЭС и сворачивание инфраструктуры угольной генерации создавали предпосылки для серьезного увеличения спроса на газ в электроэнергетике Германии, однако из-за жесткой ценовой политики «Газпрома» в начале 2010-х, масштабного ввода ВИЭ и аварий на «Северных потоках» фактический прирост спроса оказался весьма и весьма скромным. В ближайшие годы еще одним важным фактором станет внедрение накопителей, позволяющих балансировать ВИЭ без использования АЭС. Чем дольше экспорт «Газпрома» в Европу остается на многолетнем минимуме, тем ниже будет потенциал восстановления поставок в будущем.
✔️Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта. Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%. Подробнее – в колонке для «Ведомостей».
Выпуск от 26 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
А теперь - о важном
Если в метро вы хотите уступить место старушке, но не хотите долго уговаривать её присесть, то вы просто встаёте и идёте в другой конец вагона, экономя время на дополнительные вежливости.
Не благодарите
Если в метро вы хотите уступить место старушке, но не хотите долго уговаривать её присесть, то вы просто встаёте и идёте в другой конец вагона, экономя время на дополнительные вежливости.
Не благодарите
Что из себя представляет электроэнергетика Кубы?
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
Forwarded from Родионов
Что из себя представляет электроэнергетика Кубы?
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
Forwarded from Экономика долгого времени
Я обратил внимание, что когда читаю материалы по анализу динамики БРИК / БРИКС+, то каждый раз мысленно задаю себе вопрос: «Вот здесь написано, что такая-то величина выросла на столько-то процентов или составляет столько-то долларов. Что из этого Китай, а что все остальное?». Дело в том, что в силу размера экономики Китая всегда есть подозрение, что динамика любой из версий этого коммьюнити — это процентов на 60-80 Китай. И тогда не только проще, но и более аккуратно писать «Китай вырос на столько-то процентов или составляет столько-то долларов». Или давать цифру по всем, а в скобках цифру именно по Китаю — для сравнения. Если не все Китай — то это интересно. А то со стороны ситуация выглядит так, как будто «Коля, Вася, Петя и Бэтмен этой ночью победили преступность». Как бы да, но как бы нет.