Мой уважаемый коллега, приглашенный профессор РЭШ Александр Маланичев запустил телеграмм-канал с фокусом на мировые рынки нефти и газа. Ключевые темы новостной подборки и авторских материалов:
- кратко- и долгосрочные тенденции цен;
- моделирование добычи сланцевой нефти;
- стратегия ОПЕК.
Присоединяйтесь!

https://t.iss.one/technology_vs_geology

Недавно обсуждалось, что стоимость фрахта СПГ-танкеров достигла отрицательных значений, а если точнее, минус $750/сутки. Отрицательная сумма скромная, непонятно, были ли реальные сделки, но и они не исключены. Ведь часть затрат при аренде переходит на арендатора, так что и такой вариант владельцу газовоза может быть выгоден. «Отрицательные цены» - уже традиционно хайповая новость. Но более интересно, что в среднем спот-стоимость фрахта достигла $30 тысяч в сутки, хотя ещё недавно были около $250-300 тысяч (см. рисунок Platts).
«Нормальная» стоимость аренды СПГ-танкера составляет около $80-90 тыс. в сутки, это окупает затраты на строительство +норма прибыли. Ну а на «споте», как обычно, творится всё что угодно.

Причины известны — высокие цены в ЕC приводят к перенаправке туда СПГ, маршруты в среднем короче, особенно из США. При этом переток СПГ в ЕС не такой уж и большой, равно как «эффект маршрута», но этого хватает для влияния на спот-рынок, ведь основная часть фрахта пока идёт по долгосрочным контрактам.

Коллеги разместили прогноз сланцевой добычи в зависимости от цены на нефть. При 80 — рост, при 60 — падение от текущих. И, конечно, многое будет зависеть от того, сколько осталось лучших мест для бурения, «sweet spots» и насколько хорошо DPR от EIA умеет учитывать этот фактор. https://t.iss.one/technology_vs_geology/422

Энергетическая и отраслевая аналитика и комментарии Института энергетики и финансов.

www.fief.ru

Контакты:
Тел.: +7 495 787 7451
e-mail: [email protected]
https://t.iss.one/IEFnotes

Чжэцзян: декарбонизация подождет

Власти Чжецзяна, одной из наиболее экономически развитых провинций КНР (расположена южнее Шанхая), одобрили строительство новой угольной ТЭС Liuheng в г. Нингбо мощностью 2 ГВт. Средний расход топлива на выработку электроэнергии составит 254 г у.т./кВт•ч, на 20% ниже средних по стране показателей (302 г у.т./кВт•ч). Новая ТЭС будет введена в эксплуатацию уже в 2024 г. и будет ежегодно производить 10-11 млрд кВт•ч (3% от текущей выработки электроэнергии в регионе).

Всего несколько месяцев назад власти Чжецзяна опубликовали план и дорожную карту по декарбонизации и переходу к низкоуглеродной экономике. Предполагалось, что пик выбросов СО2 в регионе будет пройден до 2025 г., в т.ч. за счет сокращения потребления угля. Теперь эти планы придется отложить. И не только в Чжэцзяне.

Китайская государственная State Grid прогнозирует, что до 2025 г. в стране будет построено не менее 150 ГВт новых угольных мощностей, а спрос на уголь может увеличиться на 7-9%.

#Китай #уголь #Чжэцзян

Репостнул выше интересные угольные новости от ИЭФ: провинция Чжэцзян в Китае вводит новую угольную ТЭС на 2 ГВт, а планы выйти по всей стране в ближайшие год-два на «пик угля» могут в очередной раз сместитьбся на несколько лет.
Несколько замечаний по этому поводу.
Первое. Одна провинция потребляет столько же угля сколько и вся Россия, кстати, примерно столько же Россия и экспортирует.

Второе. Для нас китайский спрос на уголь актуален и потому, что в России существуют определённые планы по наращиванию угля в АТР, для этого нужны не только инвестиции в добычу, но и расширение пропускной способности ж/д сетей. А раз так, то необходимо быть уверенными в их окупаемости.

И тут, в свою очередь ещё два аспекта.
1. Динамика абсолютного спроса на уголь в КНР.
2. Ситуация с собственной добычей в КНР: когда шахты слишком глубокие, себестоимость угля становится слишком высокой, часть шахт закрывается, а импорт оказывается более удобным решением. Этот аспект не всегда легко оценить, но в контексте перспектив российского экспорта угля в КНР — это ключевой фактор.
3. Но это всё в среднесрочной перспективе. А краткосрочно, писал об этом ранее, если СПГ оттягивается в Европу (вследствие недопоставок в ЕС со стороны РФ), то это означает рост спроса на уголь (а также и на нефть для ТЭС/отопления) в АТР, ведь чем-то нужно замещать недопоставленный газ.
Следим дальше.

Написал немного про водород. При сокращении теряется логика изложения, без её нарушения — как всегда по ссылке. Тут же краткое описание. Планов много, развилок ещё больше, в сухом остатке — пока околонуля.

По оценке BNEF, в прошлом году мировые инвестиции в энергопереход составили $755 млрд. Но инвестиции в зелёную водородную энергетику пока вообще практически не заметны на общем графике.

В Великобритании запланировано уже к 2023 году подготовить сети к возможности подмешивать до 20% водорода. Но практически одновременно с этими новостями выходит доклад института имени Фраунгофера, уважаемой организации, которая крайне лояльна к «зелёной» энергетике, но старается быть точной и объективной в своих оценках. В этом докладе напротив, не рекомендуется подмешивать водород в сети, указывается масса рисков при наращивании доли водорода до 10-20% водорода.

Ещё больше вопросов вызывает транспортировка водорода на длинные дистанции. Прямо сейчас завершается пилотная транспортировка сжиженного H2 из Австралии в Японию. (По иронии, сам водород при этом «серый», получается путём газификации угля). При этом выходит масса публикаций, указывающих на неприлично высокую стоимость транспортировки сжиженного водорода, так как у этого газа очень низкая температура кипения, низкая объёмная плотность энергии.

Одновременно, есть ряд альтернатив. Они предполагают, что водород будет транспортироваться в виде химических соединений, откуда потом будет извлекаться обратно. Наиболее очевидный пример здесь — аммиак. Плюсом аммиака по сравнению с другими переносчиками водорода является тот факт, что в некоторых случаях его можно использовать самостоятельно, без обратного извлечения водорода.

Тут стоит отметить, что сейчас в мире производится около 70 млн т водорода в год, почти весь он «серый», то есть получается из ископаемого топлива, с выбросом углекислого газа. Примерно половина приходится на сегмент НПЗ, а вторая половина — на производство аммиака. То есть и в текущих оценках производства водорода уже учитываются объёмы, из которых получается аммиак.

Здесь, разумеется, нельзя просто суммировать объёмы. Нужно помнить, что водорода в аммиаке 17%, поэтому при добавлении объёмов аммиака к объёму производства водорода необходимо делать нормировку. На будущем заводе «Обский ГХК» компании «Новатэк» ожидается производство в год 2,2 млн т аммиака и 0,13 млн т водорода. (Оба топлива - «голубые»). Соответственно, если пересчитать все объёмы «на водород» - то это получится 0,5 млн т в сумме. Если же пересчитать всё «по аммиаку, - то получится около 3 млн т
Получаемый «голубой» водород, вероятно, будет использоваться прямо на Ямале для снижения углеродного следа работающих газовых турбин. А аммиак пойдёт на экспорт. Из 2,2 млн т аммиака с «Обского ГХК» чуть больше половины уже предназначаются для немецкой Uniper. И здесь интересно то, что часть аммиака будет использоваться в неизменном виде как низкоуглеродное сырьё или топливо, а часть — превращаться в водород и направляться в водородопроводную сеть. Конечно, пока это всё только планы, а покупатель сам волен решать, что делать с купленным аммиаком. Но с точки зрения энергоэффективности было бы правильным использовать весь «зелёный» аммиак в чистом виде. А так как глобальный спрос на удобрения пока только растёт, то было бы правильным весь «зелёный» водород, по крайней мере тот, который планируется транспортировать морем, превращать в аммиак и пускать на сектор удобрений.

Для легковых автомобилей, как правило, рассматривается вариант использования именно водорода+топливные элементы. Объёмы пока очень малы. Возможно помочь развитию «водородомобилей» смогут ограничения со стороны необходимых для аккумуляторов полезных ископаемых, с которыми сектор столкнётся по мере быстрого увеличения объемов производства электромобилей. Но пока электромобили выигрывают эту конкуренцию с колоссальным отрывом. https://ria.ru/20220218/energoperekhod-1773432989.html

Небольшой комментарий для издания EurAsia Daily по поводу парадоксальной ситуации, складывающейся на европейском газовом рынке. Своё выкладываю здесь, но и вся заметка, ссылка ниже, полезна для понимания ситуации:

Ситуация складывается запутанная. Если предположить, что с окончанием отопительного сезона цены на газ выходят в понижательный тренд после рекордных максимумов, то это означает, что контрактные цены "Газпрома" из-за временного лага будут выше, чем спотовые цены, и уже не "Газпром" будет ограничивать поставки, а покупатели стараться отбирать минимальные объёмы. Но тогда одновременно придётся добирать дефицит на внешних рынках (СПГ), что будет поддерживать котировки. О конкретных уровнях говорить сложно. Если "Газпром" захочет нарастить свою долю даже под риском снижения цены, то он всегда может вернуться к продажам через свою ЭТП. Но пока мы этого не видим, и маловероятно, что эти продажи в ближайшее время возобновятся. Даже нынешние цены более чем комфортны для "Газпрома" даже с учётом падения объёмов, а временной лаг сейчас играет в пользу российского экспортёра. Вероятно, в базовом сценарии мы увидим плавное снижение цен и нащупывание новой равновесной цены, которая может оказаться и на уровнях выше тех, к которым мы привыкли в предыдущие годы.

https://eadaily.com/ru/news/2022/02/18/severnyy-potok-2-vzyal-v-zalozhniki-evropu-i-sam-gazprom

Написал немного про то, как Европа проспала решение проблемы зависимости от росс.газа.

Уже стало принято отмечать, что Евросоюз сам себя наказал высокими ценам, склонив почти всех участников европейского рынка к поставкам газа с ценовой привязкой к котировкам европейских бирж. Однако у всей этой истории есть ещё одно измерение — вопрос снижения доли российских поставок. Не будет преувеличением сказать, что именно зацикленность ЕС на привязке к биржевой цене не позволила снизить зависимость от российского газа ранее.

За прошедшие десять лет (строительство первого завода СПГ в США началось летом 2012 года) годы Соединённые Штаты с нуля отстроили всю экспортную инфраструктуру по продажам СПГ и экспортируют уже под 120 млрд куб.м в виде СПГ. Если бы весь этот объём гарантированно всегда бы шёл в Европу, то она уже давно бы резко снизила бы зависимость от российских поставок, которые даже в максимуме составляли около 200 млрд.

Да, именно сейчас больше половины американского СПГ действительно попадает в ЕС, более того в январе американского СПГ в Европу было доставлено больше, чем российского газа по трубопроводам. Но это временная история, связанная с высокими ценами. Обязательств у трейдеров перед Европой нет. Казалось бы, что мешало не отдавать этот СПГ трейдерам? А непосредственно европейским импортёрам газа взять и связать весь, или большую часть этого СПГ своими контрактами на гарантированную поставку в Европу. Такие контракты действительно были заключены, но в символических объёмах.

Ответ известен. Американские производители, как правило, готовы продавать свой СПГ по цене, привязанной к внутренним ценам на газ в США плюс стоимость сжижения и норма прибыли. Но в таком случае европейские импортёры столкнулись бы с рисками — вдруг биржевая цена газа в ЕС, по которой необходимо далее реализовывать топливо потребителям, оказалась бы ниже (так часто и бывало). Кто заплатит разницу?

Нужно сказать, что и «Газпром» в предыдущие годы старался таким образом влиять объёмом поставки на цены на газ в Европе, чтобы они оказывались ниже, чем полная стоимость американского СПГ. В том числе поэтому ранее российская компания придерживалась тактики максимизации объёма продаж. Это сбивало цены и дополнительно демотивировало европейские компании смотреть в сторону гарантированных поставок из США.

Тут внимательный читатель может возразить. Допустим, Европа всё же гарантированно «забрала» бы себе весь американский СПГ, а российские поставки просто резко снизились бы. Но тогда этот СПГ из США не достался бы Азии, где велик рост спроса? Как бы из этой ситуации вышла бы вся мировая экономика?
Но история, в том числе история энергетики, не знает сослагательного наклонения. Может быть, частично поставки газа из Западной Сибири удалось бы перенаправить в АТР, хотя задача для таких объёмов сложная. Может быть, увеличивалось бы потребление угля. Может быть, цены выросли бы ещё раньше и случился бы энергокризис. Может быть, США и другие страны построили бы ещё больше заводов СПГ.

Так или иначе, готовых под начало строительства СПГ-проектов в США и сейчас очень много, и всю описанную, но не реализованную, схему по замещению российского газа можно начать и сейчас. Но в ЕС по-прежнему нет желающих реализовать этот подход.

Кроме того, не стоит забывать, что американские производители СПГ хотят подписывать двадцатилетние контракты на поставку, а на таком временном интервале Европа уже надеется на падение спроса на газ на фоне развития зелёной энергетики. Это ещё одно противоречие для Евросоюза, который хотел бы гарантированный не российский газ здесь и сейчас, но не хочет долгосрочных обязательств.
Возможно, после начавшихся исключительных событий что-то изменится, но в любом случае для этого потребуется ещё как минимум 5, а лучше 10 лет. https://ria.ru/20220225/gaz-1774906623.html

Попробуем немного отвлечься от. Некоторое время назад BNEF выпустил свой обзор инвестиций в энергопереход, и там на водород приходилось совсем немного, см. график, от 755 млрд суммарных инвестиций. Небольшая полоска на графике, т. е. единичные миллиарды долларов.

А вот следом выходит материал от wood mackenzie (ссылка ниже), где сообщается что в водород в 2021 году инвестировано (точнее они используют выражение "was poured") — 66 млрд. Т.е. чуть менее 10% от всех инвестиций в зелень по версии BNEF.

Разница очень существенная. Тут правда следует отметить, что у woodmac это все инвестиции в водород — и R&D, и к примеру, заправочные станции, которые могут и не проходить по «зелёной» линии, т. к. теоретически авто могут заправляться и серым водородом. Такой вот пример сильных расхождений в стат.данных, которому есть частичное объяснение, но разница всё равно очень велика. https://www.woodmac.com/news/opinion/will-ccus-and-hydrogen-live-up-to-the-hype-in-2022-outlook/

Один из дистрибьютеров BASF сообщает, что компания не отказывается от поставок. Хорошая новость, учитывая наши известные сложности с средне- и малотоннажной химией. Как раз эти направления были в планах на импортозамещение, но не успели. https://t.iss.one/marythebond/943

Написал немного по текущим нефтегазовым делам в отношениях с ЕС. Здесь подводка, полный текст - по ссылке ниже.

Поставки энергоносителей выведены из под санкций, сообщил канцлер Германии Шольц. Но среднесрочно риски эмбарго сохрнаяются, это касается в первую очередь нефти, а не газа.
Если вынести за скобки вопросы логистики и настройки европейских НПЗ под новые сорта нефти (на всё это понадобится время), то заместить поставки нефти из России можно. С точки зрения глобального баланса Россия экспортирует (через нефть и нефтепродукты) около 7% от глобального потребления нефти. Из них около трети идёт в Азию, в основном в Китай. То есть под гипотетические санкции могут попасть не все объёмы, а скажем, 2-4% процента от глобального потребления.

С газом же ситуация противоположная. Топливо поставляется полностью по газопроводам. За исключением СПГ, и там кстати уже проявился риск танкерных поставок: в Великобритании газовоз с Ямала докеры отказались разгружать. Зависимость Европы от России по газу составляет 30-40%, и даже в среднесрочной перспективе заменить российский импорт не получается. За последние месяцы «Газпром» резко снизил поставки в ЕС. А прокачка через Украину была ещё недавно в два раз ниже минимальной по контракту. Но с началом спецоперации транзит через Украину напротив вырос до контрактного объёма в 109 млн куб.м в сутки, «Газпром» возвращается к бронированию части объёмов по «Ямал-Европа». Экспорт сейчас даже увеличился, тем не менее на этом фоне выросли и цены: не стоит недооценивать длительную недопоставку со стороны «Газпрома» в последние месяцы, которая уже дала накопительный эффект.

Т.е. мы имеем критическую зависимость в ЕС от газа на фоне "возможны варианты" по нефти.
Исторически валютная выручка от продажи газа составляла около 10% процентов от валютной выручки нефти и нефтепродуктов. Но сейчас, когда цена нефти выросла в полтора-два раза от «нормы», а цены на газ в 5-15 раз (котировки скачут) доходы от газа для нашей страны становятся весомыми. Так что, если раньше газ был скорее «политика», а нефть - «доходы», то сейчас ситуация изменилась.

В этих обстоятельствах особое значение принимает ещё один сектор, частично связанный с энергетикой, — это удобрения. Здесь и без текущей дестабилизации наблюдался рост котировок. К примеру, цены на диаммонийфосфат за последние два года выросли в три раза. Как известно, растениям необходимы три основные макроэлемента — это калий, фосфор и азот. Но для производителей между ними существенная разница. Источники калия и фосфора — это полезные ископаемые. Напротив, производство азотных удобрений — полностью основано на природном газе, а сам азот берётся из воздуха.

Соответственно, стоимость азотных удобрений полностью коррелирует с ценами на газ. На Россию приходится 15% от глобального экспорта удобрений. Ещё большая роль в калийных удобрениях: на Россию, Канаду и Белоруссию (в сопоставимых долях) приходится основная часть всего мирового производства этого продукта. Ранее Минпромторг рекомендовал российским производителям временно приостановить экспортные отгрузки удобрений в связи с нарушением цепочек поставок со стороны иностранных логистических компаний.

За рамками нашего рассмотрения остались относительно небольшие сектора, где Россию сложно заменить. В случае возможного эмбарго на закупки нефти у нашей страны появляются развилки: продавать хоть что-то из того, что покупают, или же в случае возможного эмбарго реализовывать нефть «в нагрузку» к более критичным сырьевым товарам.

Но и наша страна критично зависит по поставкам широкой номенклатуры продукции — которая опять же занимает небольшую долю в общем объёме внешнеторговых операций, но от неё зависит дальнейшее внутрироссийское производство и функционирование критически важных отраслей. Это всё также придётся учитывать при настройке взаимных ограничений на торговлю, если они всё же появятся.
https://ria.ru/20220309/evropa-1777172095.html

Свежая иллюстрация к вышенаписанному:

Производитель удобрений Yara сократит загрузку заводов в Европе до 45%.
Москва. 9 марта. INTERFAX - Норвежская Yara продолжает сокращать выпуск азотных удобрений из-за высоких цен на газ.

Что происходит с морским экспортом российской нефти до конца непонятно. Такого что «всё встало» нет, но снижение объёмов вероятно есть, мы уже видим какие-то трудности с трейдерами, портами, фрахтом, не исключено, что появится и «серая зона» по иранскому варианту. К картинке Reuters могут быть вопросы, но тенденцию она показывает.
На этом фоне цены на нефть падают. Понятно, что изначально резкий рост был избыточный на полных неопределённостях, а даже текущие $95 — намного выше, чем предыдущая равновесная цена. Кроме того, товарные запасы нефти в мире достаточно велики, поэтому даже резкое сокращение добычи/экспорта на несколько дней и даже недель не приведёт к каким-то серьёзным последствиям для потребления.

И тем не менее. Можно ли считать, что при прочих равных, падение цен на нефть — сигнал к тому, что, по мнению трейдеров, российский экспорт сохраняется в значительном объёме и/или нет причин ожидать дальнейшего его сокращения? В таком случае для нас падение цен — это хорошие новости.

Bloomberg приводит прогноз Thunder Said Energy – затраты на энергию достигнут 13% глобального ВВП в этом году, это уровень 80-х после «нефтяного шока». Хотя в этот раз существенен вклад газа (серые столбики). Интересно и то, что по прогнозу быстро сильно лучше не станет, а нормализоваться ситуация будет плавно в течение последующих восьми лет.

Коллеги отмечают, что «Уралкалий» может отправить часть сотрудников в вынужденный отпуск в связи с обстоятельствами. Но доля и роль российских калийных удобрений на глобальном рынке велика, это около 20% (а в сумме с «Беларуськалием» получим вообще около 40% рынка!). Поэтому какие-то ограничения возможны, но говорить о полном запрете на импорт «с той стороны» никак нельзя. Хотя норвежская Yara в январе отказалась в рамках санкционных режимов от поставок «Беларуськалия», объём этих поставок оценивался в 10-15% объёмов производства белорусской компании. В любом случае, в конечном итоге всё придёт к различным обменным операциям с подорожанием суммарной логистики для всех участников.

С другой стороны, напомним, ещё в первой декаде марта сообщалось о рекомендации Минпромторга для производителей удобрений приостановить экспортные отгрузки в связи с нарушением цепочек поставки со стороны иностранных логистических компаний. Возможно, действительно есть проблема с вывозом. Но эта история могла трактоваться и как попытка склонить иностранные логистические компании к сотрудничеству в прочих областях. Или же как пауза для того, чтобы разобраться в какие страны уместно поставлять дефицитный товар. Так или иначе, последние новости говорят в пользу того, что производство, а значит и экспорт, действительно будет снижаться. Следим дальше.
https://t.iss.one/Rupec/10056

Буквально несколько дней назад мы обсуждали, насколько коррелируют колебания цен на нефть с возможным «изъятием» с рынка некоторого количества российской нефти — тогда писал, что цены упали на уровень 100-, а значит трейдеры, возможно, уже не видят рисков дальнейшего развития проблем с росс. поставками. С тех пор цены немного выросли. А. Маланичев обратил внимание на оценки, согласно которым изъятие 3 млн баррелей в сутки до конца 2022 года (а именно такой объём может уйти в случае настойчивого отказа ЕС от российских поставок и отсутствия возможности быстро перенаправить их в АТР) приводит к равновесной цене в 93-99 долл. за баррель. Т.е. в таком случае рынок уже учёл этот риск в цене.
Не уверен, но посмотрим. Напомню, некоторые западные аналитики в начале года прогнозировали нефть по 100+ к 2023 году и без всяких форс-мажоров и изъятий предложения (причины известны: резкий рост спроса, сложности при восстановлении добычи у ОПЕК+ ит.п.)
https://t.iss.one/technology_vs_geology/919

Институт энергетики и финансов сформулировал по пунктам все проблемы для отказа Европы от российского газа. Различных аспектов много, но суть проста. Весь нынешний объём газа в мире уже «разделен» между потребителями. И если нефть в значительной её части гипотетически можно взаимно перенаправить и «обменяться», то с газом этого сделать не получится вследствие его агрегатного состояния и непростого процесса сжижения. Пока основная часть российского газового экспорта может идти или в Европу или будет «заперта». Новый СПГ для Европы вместо российских поставок - перетягивание дополнительных объёмов от продаж в АТР, для чего продавцов СПГ нужно сильно удивить ценой. А что будут делать в таком случае в АТР? Теоретически компенсировать углём. Но для этого нужно:
1) добычу угля ещё нарастить (Китай кстати занялся)
2) на этом фоне отыграть все планы по экологии, причём это не абстрактная климатическая повестка, а конкретные проблемы с качеством воздуха в магаполисах.
3) развивающиеся страны АТР готовили новую инфраструктуру электрогенерации именно под СПГ.
И т. д., ит.п. Какой-то значимый отказ от росс. газа в Европе если и будет, то долгий, дорогой и за счёт новых объёмов газа, ещё не учтённых рынком.
https://t.iss.one/IEFnotes/306

Сообщают, что в апреле (начинается второй квартал) Молдавия будет платить «Газпрому» за газ свыше 1000 долларов за тысячу кубов.

Механизм ценообразования в общем случае комфортен для страны. В условно зимние месяцы (1 и 4 квартал) привязка на 70% нефтяная, и на 30% к европейской биржевой цене на газ. В условно летние месяцы (2,3 квартал) — на 70% к ценам на газ в ЕС и на 30% к нефти. Идея понятна — летом газ в Европе обычно дешевле, а зимой занижению цены помогает большая доля менее волатильной нефтяной привязки в цене.

Но не в этот раз — цены на газ в ЕС по-прежнему высоки, кроме того за базу расчёта берётся средняя цена на европейском хабе TTF (контракт front month) в предыдущем месяце. А там как раз были всплески по 3000+ на фоне известных неопределённостей в начале марта.
https://t.iss.one/newsmakerlive/30869

Написал на РИА по вопросам «зелёной повестки» в новых обстоятельствах. С одной стороны, как минимум частично её нужно сворачивать. С другой стороны — вижу новые шаги, инвестиции, обсуждения, и даже мнения о том, что всё нужно сохранять в полном объёме. Наверняка есть инерция, будем следить, думаю, что к теме, в каких границах эта повестка необходима, ещё вернёмся. Пока общие соображения:

Климатические контрсанкции: нужен ли России зеленый энергопереход?
По большому счёту вопрос в том, насколько более или менее активное включение в климатическую повестку было вообще изначально необходимо нашей стране. Не исключено, что по сумме факторов — здесь и известные неоднозначности климатической теории в точности предсказания климатических изменений, и баланс «плюсов» и «минусов» для России, если это потепление действительно состоится, и удобство углеводородной экономики для нашей страны - поддержка этого направления до некоторой степени выглядело знаком внимания в сторону западных стран. Сейчас они излишни.

Но этот реверанс был вызван и конкретными обстоятельствами, связанными с трансграничным углеродным налогом, который вскоре будет взиматься в ЕС при импорте некоторых товаров с высоким углеродным следом при производстве — в первую очередь это продукты металлургии и удобрения. Логика понятна — чтобы вести с европейскими импортёрами полноценный диалог по синхронизации шагов, связанных с углеродным регулированием (а здесь очень много деталей и аспектов, например взаимозачёты по углеродному налогообложению), необходима и хоть какая-то своя климатическая повестка.

Но что происходит сейчас? Евросоюз вводит запрет на импорт стали из России. Что касается удобрений, то, судя по всему, в ближайшие годы это будет дефицитный во всём мире товар, и на этом фоне углеродные выбросы при его производстве становятся вторичны. Это два основных сегмента, пока попадающих под будущий трансграничный углеродный налог. Но и весь остальной российский импорт ЕС сохраняет по необходимости. В этих обстоятельствах под вопросом оказывается осмысленность практически всех направлений климатического сотрудничества с ЕС. Например, будут ли вообще востребованы ориентированные на Европу проекты экспорта углеродонейтрального водорода, если даже раньше ЕС обсуждал, покупать ли будущий российский «голубой» водород (из газа, но без выбросов углекислоты), предпочитая исключительно «зелёный», т. е. вырабатываемый из электроэнергии ВИЭ. Нужны ли в новых обстоятельствах и внутрироссийские проекты по улавливанию выбросов углекислого газа, экономический смысл которых - снижение трансграничного углеродного налога.

Сейчас актуально найти новый баланс для развития российского сектора «зелёной энергетики» в самом широком смысле, который в себя включает уже очень много различных аспектов (только основные: ВИЭ, накопители, водород, улавливание углекислоты), и оставить действительно только нужные компетенции. К примеру, осмысленно развивать автономные системы энергоснабжения (ВИЭ+накопители или резервная генерация) для удалённых, в том числе северных, регионов. Но на пересмотр могут быть поставлены прочие проекты, когда ветряки лишь только в целях развития сектора ставились в регионах, где хватало традиционной генерации. Не стоит забывать, что внедрение большинства зелёных технологий совсем не гарантирует мультипликативный эффект для всей экономики, но зато приводит к удорожанию энергии и дополнительным расходам.

И главное. Сейчас перед нашей страной стоит вопрос импортозамещения по широкому спектру технологий, оборудования и материалов. И основная проблема здесь — не деньги, а дефицит компетентных научных, инженерных, технических кадров. На этом фоне правильно ли тратить этот людской ресурс на развитие модных и даже может в каких-то случаях перспективных «зелёных» направлений в будущем, в условиях наличия большого числа задач, срочность и актуальность которых не является предметом дискуссий.
https://ria.ru/20220323/sanktsii-1779491184.html