Когда будет тревожно для экономики Казахстана?

В двух случаях: когда добыча нефти будет постоянной или начнет снижаться, как в 2010-2015 годах, или продлятся низкие цены на нефть, как в 2015-2020 годах.

Поскольку экономика страны в основном зависит от продажи нефти на экспорт, как это было в последние 30 лет.

К счастью, с 2021 года спрос на нефть и цены восстановились, и долгосрочные прогнозы относительно спроса на нефть обнадеживают.

Нас больше всего беспокоит то, как долго можно будет поддерживать текущую добычу нефти.

Пик добычи нефти для страны пришелся на 2019 год – 90 млн тонн.

С тех пор добыча нефти снижается, в 2021 году - 87,5 млн тонн, а план 2022 года - 85,7 млн ​​тонн, что, вероятно, будет снижено еще больше из-за текущих проблем с КТК и частичного простоя Кашагана.

Единственным проектом, который может существенно увеличить добычу нефти в стране, является проект ПБР ТШО. Запуск проекта ожидается в 2024 году, а полноценный после 2025 года.

Потенциальным проектом, который может поддержать/увеличить добычу нефти после 2025 года являются будущие этапы Кашагана.

Но, теоретически, если эти этапы будут утверждены в этом или следущий год, их запуск можно ожидать только после 2030 года.

На мой взгляд, это должно быть главной заботой правительства.

Один из вариантов это диверсифицировать экономику от экспортных продаж нефти, что маловероятно, либо работать с инвесторами над тем, как приступить к следующим этапам разработки Кашагана или других нефтяных месторождений и поддержать добычу нефти в стране в следующем десятилетии.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

С начало года поток газа по трубопроводам из РФ в ЕС🇪🇺 сократился на 80%

Статистика экспорта российского газа в ЕС с начала года показывает, что объем газа по «Северному потоку» существенно сократился задолго до взрыва газа на газопроводе в конце сентября.

Взрыв в «Северном потоке» выбил последний объем газового потока, который составлял 1/5 объема к началу годовых показателей.

Оставшийся поток природного газа в размере 20% от полной мощности из России продолжает поступать через «Турецкий поток» и территорию Украины в ЕС и Турцию.

На полную мощность Россия зарабатывала 10 млрд долларов в месяц за счет продажи природного газа по трубопроводам в Европу и Турцию.

На данный момент доходы РФ от продажи природного газа, вероятно, сократились до $2 млрд в месяц или на пятую часть по сравнению с предыдущим годом.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

5% акций КМГ будут выставлены на IPO. Цена за одну акцию составит 8406 тенге.

Будете покупать? Да 👍 Нет 👎

​💸 IPO КМГ. ПОКУПАТЬ ИЛИ НЕТ?

Всё опубликованное ниже не является инвестиционным советом — это лишь размышления автора @FINANCEkaz.

Если попытаться ответить на главный вопрос последних дней, покупать ли акции КазМунайГаз или нет, то краткий ответ будет — да, конечно. Объём покупки каждый для себя должен решать сам исходя из инвестиционной стратегии и целей, но иметь хотя бы одну акцию, чтобы считать акционером КМГ, звучит как хорошая идея.

С первого взгляда цена акции в 8 406 тенге кажется завышенной, ведь общая капитализация компании составляет $11 млрд, однако учитывая P/E для КМГ по расчётам коллег из @tengenomika получился 4,22 в долларах США. Для сравнения, такой же показатель для Shell составляет 4,98, а для Chevron уже 10,43. Но на самом деле оценка могла быть и куда выше, раньше КМГ целился в $18-20 млрд.

Гарантированный дивиденд в размере от 327 до 409 тенге это конечно достаточно далеко до доходности депозитов при текущей базовой ставке, но коллеги из @finmentorkz считают, что реальная дивидендная доходность будет в районе 10-14%, учитывая финансовые показатели компании. К сожалению, компания пока никак не закрепила гарантированный дивиденд документально, а только обещает это сделать.

Перспективы роста цены акции есть, особенно учитывая политическую составляющую этого размещения. Впервые за десять лет проводить IPO с элементами народного и превратить компанию во второй КазТрансОйл, мы надеемся, будет достаточно сложно, учитывая публичный резонанс.

К сожалению, риски компании также велики — основной экспортный маршрут КТК может быть перекрыт в любой момент либо санкциями, либо экологической инспекцией/минами/штормом/пингвинами. Кроме этого остаются риски «самруковского» менеджмента — если КМГ не удасться сбросить тяжелое социальное ярмо, то на неё будут продолжать вешать строительство чего угодно. Также не стоит забывать, что на внутренний рынок нефть КМГ поставляет по сниженным ценам, для поддержания цен на топливо на минимальных значениях, а также имеет в своем резерве достаточно старые месторождения. В 2020 году по данным @EnergyAnalytics КазМунайГаза добывал 9 баррелей нефти на одного сотрудника в день, тогда как Shell добывал 39 баррелей, а Chevron 72!

В плюсах — выкупленный Кашаган и достаточно прозрачная стратегия по наращиванию добычи и нефтехимии.

Покупать или нет акции КМГ и главное сколько покупать — решать только вам. @FINANCEkaz считает, что для казахстанцев это хороших шанс получить свою часть нефтяной ренты. Ваш покорный слуга и автор @FINANCEkaz обязательно купит сотню-полторы акций с верой в светлое корпоративное будущее КМГ и передаст их своим детям. Очень надеемся, что к времени их совершеннолетия — они будут стоить гораздо больше текущих $18 за бумагу.

#КМГ #НародноеIPO @FINANCEkaz

Обеспеченность доказанными запасами

Соотношение запасов к добыче является наиболее широко цитируемым из ключевых показателей для нефтегазовых компаний. Измеряется он в годах и показывает, на сколько лет компании хватит ее запасов при текущем уровне добычи. Чем выше обеспеченность добычи запасами, тем лучше. Стратегическое значение для нефтегазовых компаний поддерживать его на уровне 10 лет.

Для сравнения, у таких крупных игроков на графике индекс срока жизни запасов варьируется от 7 до 56 лет.

Saudi Aramco (56 года), Роснефть (21 лет) и Лукойл (20 лет) лидируют в списке как и в прошлом году. КМГ имеет запасы на 17 лет. Менее 10 лет запасов нефти и газа на добычу имеют Shell и Equinor по 7 лет, соответственно.

Данные доказанных запасов к добыче по оценкам на конец 2020 года. Доказанные запасы (1P) учтены по системе SEC, кроме Saudi Aramco и КМГ. Для них доказанные запасы доступны только по системе PRMS.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Сравнение соотношения количества добытых бареллей на сотрудника в нефтегазовых компаниях.

Расчет основан на среднесуточной добыче нефти и газа в 2021 году в баррелях в нефтяном эквиваленте (б.н.э.), деленной на общее количество сотрудников компаний, приведенных в инфографике.

Среднее арифметическое и медиана соотношений для всех компаний составляет 56 и 49 б.н.э. в день на одного работника.

Использованные критерии для данного анализа:

1. Все указанные крупные компании имеют подразделения по добыче (upstream) и подразделения по переработке (downstream), что позволяет их сравнить друг с другом.

2. Объем добычи газа был переведен из м3 в б.н.э.

3. Была взята именно общая численность работников компаний, поскольку численность работников в подразделениях по добыче нефти и газа была недоступна для большинства компаний.

4. Соотношение за 2020 год здесь.

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Запись и презентация со свежего вебинара по оценке КМГ на канале @finmentorkz. Спасибо @finmentorkz за вебинар и оценку!

📊По оценке Halyk Finance, справедливая стоимость НК КМГ составляет $14.5 млрд или 6.7 трлн тенге, что соответствует $23.75 или 11 058 тенге за одну акцию.

📈Потенциал роста от цены размещения акций в рамках IPO на уровне 8 406 тенге (стоимость компании $11 млрд) составляет 32%. Halyk Finance рекомендует покупать акции НК КМГ.

❗️Хотя я не согласен с некоторыми данными, такими как запасы Кашагана/Карачаганака и т.д., отчет является неплохой альтернативой для оценки перед IPO КМГ.

📌Отчет об оценке прилагается.

Чистая прибыль крупнейших нефтегазовых компаний от каждого добытого барреля нефти и газа в 2021г.

Баррель нефтяного эквивалента (бнэ) – это унифицированная единица измерения, включающая в себя как показатели добычи нефти, так и газа. Добыча газа в кубических метрах (м3) пересчитывается в бнэ. Широко используемый коэффициент пересчета газа из м3 в бнэ равен 6.

Для того, чтобы соответствовать сравнениям добычи крупных нефтегазовых компаний, добыча газа КМГ также должна быть включена в ее добычу нефти.

Добыча нефти и газа «КазМунайГаз» в 2021 году составляет 0,6 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) в сутки, а не 0,444 млн бнэ, как указывается почти в каждом оценочном отчете. Цифра 0,444 млн баррелей в сутки относится только к добыче нефти.

Saudi Aramco 🇸🇦 $8,9 за бнэ
Petrobras 🇧🇷 $7,1 за бнэ
ExxonMobil 🇺🇸 $6,2 за бнэ
Shell 🇬🇧🇳🇱 $6,2 за бнэ
TotalEnergies 🇫🇷 $5,7 за бнэ
Chevron 🇺🇸 $5,2 за бнэ
КазМунайГаз 🇰🇿 $4,9 за бнэ
BP 🇬🇧 $2,7 за бнэ

https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics

Замена нефти. Как намечтать себе новое будущее 

Мангистауская область, как известно, выпадает из списка регионов-доноров. Область, которая занимает второе место в антирейтинге с самым высоким уровне бедности; область, которая известна стачками, забастовками и бунтами. Вот там наше правительство руками нацкомпании Kazakh invest собирается реализовать новый мегапроект, открыть едва ли не новую нефть. Или — заменить ее.
 
Контракт, подписанный Казахстаном с шведской энергокомпанией Svevind Energy Group, может стать одним из крупнейших в мире в области производства водорода — на данный момент он входит в первую пятерку. Предприятие Hyrasia One планируется открыть в Мангистауской области в 2030 году, а выход на проектную мощность в два миллиона тонн водорода в год должно произойти в 2032-м. Общая стоимость проекта составит 50 миллиардов долларов.

Подчеркивается, что промышленный парк установок электролиза будет питаться от ветряных и солнечных электростанций общей мощностью около 40 гигаватт. Расположение на прикаспийских территориях, где нет недостатка ни в солнечной, ни в ветряной энергии, является наиболее удачным в географическом плане. Что касается потребления, то планируется, что основными покупателями казахстанского «зеленого водорода» будут европейские компании. Европа планирует производить на своей территории около 10 миллионов тонн водорода и еще столько же — ввозить из-за рубежа. На бумаге все это выглядит как мегапроект, уникальный для казахстанской экономики, сопоставимый по своим масштабам разве что с крупнейшими национальными месторождениями нефти и газа. Стоимость объекта вдвое превышает ежегодный объем иностранных инвестиций.

На этом красивая картинка заканчивается. Поясним. «Зеленый водород» до сих пор остается крайне сложным и проблемным источником энергии. На данный момент в мире проектируются и строятся мощности по производству «зеленого водорода» в 250 гигаватт. Но если ориентироваться на существующую инфраструктуру, то общая мощность электролизных установок в мире не превышает 200 мегаватт, то есть разница буквально на три порядка. И неудивительно: зеленый водород хорош для реализации идеи нулевого углерода, зато крайне дорог. Традиционный «серый» водород, получаемый при помощи природного газа, обходится в производстве примерно в 1 доллар за килограмм. Себестоимость «зеленого» составляет от 5 до 8 долларов за кило (по данным Международного энергетического агентства). В переводе на нефтяной эквивалент — зелёный водород стоит от 250 до 400 долларов за баррель — и это на выходе с производства. 

Дальнейшие сложности упираются в банальную физику. К примеру, для морской перевозки сжиженного природного газа достаточно температур, почти на 100 градусов превышающих температуру сжиженного водорода (-252 по Цельсию, близко к абсолютному нулю). При этом одна тонна СПГ занимает в несколько раз меньше места. Альтернатива — возить водород в аммиаке, но это сразу добавить к стоимости еще несколько долларов за килограмм. Прибавляем крайнюю опасность утечки, а также себестоимость электролиза, для которого требуются редкие металлы вроде иридия или скандия. Если рост производства водорода окажется соответствующим консервативным прогнозам, то спрос на эти материалы вырастет в разы. Что будет с ценами, можно увидеть сейчас на примере лития. 

К этому всему надо добавить стандартные проблемы мегапроектов, которые постоянно требуют нового и нового финансирования и постоянно опаздывают по срокам. На фоне всего остального это мелочь, однако с высокой вероятностью речь может пойти о дополнительных субсидиях и льготах, на которые придется раскошеливаться не только потребителям, но и принимающей стороне. Главная же проблема состоит в том, что экономика «зеленого водорода» создается в расчете на технологии, которых все еще не существует в природе. Они могут реализоваться или нет, тут вероятность как в анекдоте — 50 на 50.

Одним словом, пока мы имеем не прорыв, а крайне высокорисковый проект, который может обернуться многомиллиардным «белым слоном». Короче, будущее-то, конечно, наступит. А жить в Казахстане останется нам.

​IPO КазМунайГаз: так можно ли заработать?

Очень много сейчас вопросов по поводу участия в IPO.
‘Стоит ли инвестировать в IPO?’
‘Какие есть риски у инвестиций в IPO?’
И т д, и т п. Давайте разбираться.

Итак, IPO.
С каждым годом IPO становится все более популярной формой инвестиций, мы видим как многие брокеры активно расширяют доступ для частных инвесторов.
По не вполне понятным мне причинам новички на это ведутся.
Хотя, наверное, не стоит удивляться, ведь рекламы в это дело вбухивается немерено.

О рисках IPO

Давайте поговорим о самом главном — о рисках.
Главный риск инвестиций в IPO — это потеря денег из-за спекулятивной составляющей самого принципа.
Почему брокеры так активно продвигают этот способ вложения средств?
Да потому, что они — те, кто реально зарабатывают на IPO.

Брокерам выгодно продвигать IPO, это заработок и на комиссиях, и на андеррайтинге (они ведь должны выполнить обязательства перед размещающейся компанией).

На этапе выхода компании на IPO зачастую еще толком не понятно: сколько она реально стоит, сколько может приносить денег и вообще достойна ли она той объявленной цены акции, которую заявляют на размещении.
Тут больше бурлит азарт, жадность.

Ваш собственный здравый смысл должен подсказать Вам, что акции, которые широко рекламируются брокерами, вероятно, будут продаваться по завышенной цене пока идет реклама, и упадут в цене, когда реклама прекратится.

Сразу скажу, что я не делал подробный анализ финансовой отчетности компании, так как я привык смотреть на любой актив с точки зрения макроэкономической ситуации.

О ситуации на рынке

По предыдущим постам Вы уже знаете, что инфляция, которую мы видим, во многом была обусловлена ростом цен на энергоносители. Текущие цены на нефть сейчас остаются довольно высокими, что в краткосрочном периоде положительно влияет на оценку компании, но проблема в том, что ужесточение монетарной политики может привести к рецессии (уже сейчас нефть — 40% от пиков).
Если дела у компании были не слишком хороши тогда, когда как в последние месяцы цены на сырье были на рекордных уровнях, то какими они будут, когда цены на сырье будут существенно снижаться?
Нефтянка — это последнее, что я бы покупал в нынешней фазе рынка.

Обратите внимание (на графике ниже), как цена на нефть в 2018 году упала на четверть, далее выросла на треть и вновь обвалилась, а в прошлом году выросла более чем на 50% и до сих пор находится в восходящем тренде.

Подобная волатильность — не разовое событие, последствия которого можно перетерпеть и забыть. В течение следующих месяцев начинающие инвесторы на практике узнают, что такое циклы в товарных активах и как можно в них застрять.
На тенге и его курсе эти события, безусловно, тоже отразятся.

Хочу также отметить, что народное IPO нацелено на обычного инвестора в Казахстане (тут нет участия зарубежных инвесторов), а это значит, что в среднесрочной перспективе будут проблемы с ликвидностью бумаги.

Рекомендации:

Да, Вы можете инвестировать в IPO в расчёте на «быстрые деньги», но помните

Многие люди думают, что могут получить прибыль, покупая, когда начинается реклама, и продавая, когда получают хорошую прибыль, но большинство из них теряют деньги. Почему?

Бывает так, что акции могут продолжительное время не реагировать на рекламу, или же, если они всё же растут, инвесторы могут слишком долго ждать перед продажей, в надежде получить 50-100% прибыли, но потом потерять, пытаясь повторить подобные сделки.
Многие из тех, кто участвовал ранее в IPO, знают на собственном опыте, что это правда.

Я принял решение не инвестировать, $18 за акцию я лучше инвестирую в надежную американскую компанию.
А они сейчас продаются с хорошим дисконтом в 30-50%.

Если полезно — ставь 🔥.
По многочисленным просьбам следующий пост будет про рецессию.

Сможет ли путь из Актау в Баку стать реальной заменой экспорту через Россию, рассказал в беседе с газетой "Каспий"🇦🇿нефтегазовый аналитик, автор телеграм-канала EnergyAnalytics Абзал Нарымбетов🇰🇿:

- В этом году магистральный трубопровод полностью и частично закрывали четырежды, но это не сильно скажется на годовых показателях нашего нефтяного экспорта. Хотя добыча и будет ниже прогнозов. В первой половине года она уже сократилась на 1 800 000 тонн, и снижение продолжится из-за остановки двух выносных причалов для отгрузки нефти под Новороссийском. Из трех приемных устройств два были на ремонте, работало только одно. Поэтому просто не могли использовать КТК на полную мощность.

Кроме того, произошла авария на газосепарационной установке в Кашагане. Сейчас ее ремонт завершился, последствия ликвидировали, а суточная добыча нефти и газового конденсата в Казахстане приходит в норму. Но все это вкупе приведет к годовому спаду.

Что же касается диверсификации путей экспорта из-за остановок на Каспийском трубопроводном консорциуме, не вижу каких-то реальных стратегических шагов, которые были бы для этого сделаны.

Показатель намерений 

- Однако странные неудачи консорциума не исключают политическую подоплеку и могут повториться…

- Прямых доказательств того, что северный сосед стремится таким образом повлиять на политику Казахстана, нет, но четырежды в год основной трубопровод еще никогда не закрывали. Такое могло произойти максимум раз в год из-за ремонта и прочих причин. Зависимость нефтяного экспорта от России должна была подтолкнуть наше правительство к диверсификации транзита задолго до сегодняшних инцидентов.

Но обещания экспортировать 1,5 млн тонн через Азербайджан в следующем году и увеличить поставки в перспективе до 6-6,5 млн - этого очень мало по меркам нашего экспорта по КТК, а это 60 млн т нефти. Так что планируемые в азербайджанском направлении отгрузки в 40 раз меньше. Поэтому львиную долю нефти продолжат транспортировать по КТК, ведь это самый короткий и дешевый маршрут. Вариант с азербайджанской инфраструктурой Баку-Тбилиси-Джейхан на фоне текущих событий - это больше показатель намерений. Ведь чтобы существенно диверсифицировать маршрут, нужно охватить этим планом хотя бы четвертую часть транзита казахстанской нефти.

Но таких шагов пока не видно. Скорее всего, азербайджанское направление еще только рассматривается, делаются попытки и устанавливаются связи. Поскольку не следует класть все яйца в одну корзину, у нашей страны должно быть несколько альтернативных транзитных путей.

Хранить можно, но дорого 

- Намерение построить крупное нефтехранилище на Каспии из-за проблем на главной экспортной артерии - правильный ход?

- Не думаю, что этот вопрос актуален сейчас для Казахстана, потому что наш совокупный годовой спрос на нефтепродукты не превышает 150 млн баррелей. Конечно, хранилища можно строить как запасной вариант на случай невозможности транспортировки, но это дорого. Сомневаюсь, что такой проект окупится. Более вероятный выход - сокращать производство нефти. Ведь при частичной остановке основного маршрута за последние три-четыре месяца добыча на Кашагане и Тенгизе была неполной. И если такое повторится, скорее всего, будут меньше добывать.

Крупные электростанций⚡️⚡️⚡️🇰🇿

1️⃣ Экибастузская ГРЭС-1, («Самрук-Энерго») в прошлом году увеличила генерацию до 22,8 млрд кВт.ч. Это рекорд за весь период работы станции – с 1980 года. Предыдущий пик был в 1987 году – 22,4 млрд.

2️⃣ Аксуская ГРЭС ЕЭК (ERG), было выработано 15,1 млрд кВт.ч.

3️⃣ Экибастузская ГРЭС-2 («Самрук-Энерго»), достигшая уровня в 6,4 млрд кВт.ч.

4️⃣ Комплекс «АлЭС» (Алматинские ТЭЦ-1, 2, 3, а также Капшагайская ГЭС) с генерацией 4,5 млрд кВт.ч. Всеми станциями «Самрук-Энерго» в 2021 году было выработано 35,6 млрд кВт.ч – 31% всей генерации в стране.

5️⃣-ку замыкает ГРЭС Топар («Казахмыс»), где производство сократилось на 6,2% (до 4,4 млрд кВт.ч).

Всего на топ-5 крупнейших станций РК в 2021 году пришлось 50% произведенной электроэнергии, тогда как в 2020 году – 44%.

При этом вес генерации топ-10 станций почти не изменился – 60% в 2021-м против 59% в 2020 году. Казахстанская ⚡️⚡️ остается отраслью с высокой концентрацией ключевых игроков.

Источник: @kursivmedia

От аварий на казахстанских ТЭЦ в разгар холодов до планов по строительству мега-проектов по производству "зеленого" водорода, от затишья в отечественной геологоразведке на фоне коррупционных скандалов при раздаче лицензий до отсутствия реальной диверсификации маршрутов доставки нефти – таковы реалии энергетического сектора страны. Подобные  "качели" - результат отсутствия четкой стратегии по энергетике, которая бы ставила конкретные задачи перед отраслью, заявил в эксклюзивном интервью inbusiness.kz эксперт Абзал Нарымбетов.

- Г-н Нарымбетов, прежде чем обсуждать вопрос ЧС в Экибастузе из-за аварии на ТЭЦ, хочу все-таки начать разговор с планов, а именно с проекта "зеленого" водорода, о котором месяц назад дружно сообщили все казахстанские СМИ. В интервью нашему порталу эксперт в сфере энергетики Асет Наурызбаев положительно высказался о проекте "зеленого" водорода, подчеркнув, что за этим будущее. Он отметил, что это лучше, чем вкладывать финансы в реанимацию старых, уже исчерпавших свой физический и моральный ресурс, построенных еще в годы СССР ТЭЦ, работающих на дешевом угле. Каково ваше мнение на этот счет?

- Тут много линий, которые следовало бы обсудить. Во-первых, проекта по "зеленому" водороду еще нет даже не бумаге, пока мы только на этапе обсуждений, хотя многие СМИ в нашей республике протрубили о нем как уже о решенном вопросе. На мой взгляд, тут было больше пиара, чем реальности, где желаемое выдавалось за уже свершившийся факт. Хотя при этом в информации от инвесторов упоминалось, что решение будет принято в 2026 году, а непосредственно строительство может начаться не ранее 2030 года.

Я был на встрече с представителем той самой зарубежной компании, которая собирается открыть на западе Казахстана предприятие по производству водорода стоимостью в 50 миллиардов долларов США. И у нас, казахстанских экспертов, было много вопросов, на которые мы от него не получили ответа. На фоне громкого пиара в стороне остались технические детали и моменты, которые позволили бы понять, насколько Казахстан, да и сами инвесторы, готовы к такого рода мегапроектам и расходам.

- Что ж, поясните, что это за технические детали, которые остались в стороне?

- Их несколько, и я назову те, что лежат на поверхности, не вникая в дальнейшие технические сложности. Первый момент - это вода, которая нужна для производства водорода. А речь идет о вододефицитном Мангистау, который получает воду из Волги по уже давно устаревшему трубопроводу. Со строительством завода по производству 2 миллионов тонн водорода потребность в воде возрастет как минимум на 30 процентов. Рассчитывать на опреснение каспийской воды, используя не менее старый МАЭК, тоже не стоит. Для этого тоже потребуются инвестиции.

Второй момент - экологический. Помимо завода по производству водорода рядом планируется строительство ветряной фермы с применением турбин. Но Мангистау - это место остановки перелетных птиц. Из опыта других стран известны случаи, когда воздушные потоки от турбин затягивают пролетающих мимо птиц, в результате чего они гибнут. Поэтому важно учесть такой момент:  установка турбин не должна быть на пути птичьего перелета.

И третий технический момент - прежде чем строить любой завод, тем более стоимостью в 50 миллиардов долларов США, предварительно следует определиться с рынком сбыта будущей продукции. Напомню еще раз, что мощность будущего производства - 2 миллиона тонн водорода. Это огромный объем, который рассчитан на большое количество потребителей.

Поэтому потребуется инфраструктура, по которой мы сможем поставлять потенциальным покупателям этот "зеленый" товар.

Например, когда начали разработку месторождения Кашаган, инвесторы знали, что рынком сбыта добываемой здесь нефти будут европейские страны. Для этого и был задуман и впоследствии построен трубопровод КТК через территорию России.

Продолжение…

Если даже предположить, что мы сможем поставлять водород на соседний с нами огромный рынок Китая, то тут же встанет вопрос о строительстве трубопровода длиной более 8 тысяч километров с запада на восток Казахстана. Словом, будь то Европа или Китай в качестве рынков сбыта, без сомнения, встанет вопрос о водородопроводе, а это -  дополнительные расходы к заявленным 50 миллиардам долларов США.

- Возвращаясь к интервью с Асетом Наурызбаевым: он в частности отметил, что водород можно будет поставлять на быстрорастущий рынок Турции, а также можно использовать уже построенную инфраструктуру в рамках Северного потока.

- Нет, тут речь идет о строительстве абсолютно новой инфраструктуры по доставке водорода на европейский рынок. Даже если взять во внимание уже имеющийся нефтепровод "Дружба", то он старый и не подойдет под водород.

- А что если производимый водород использовать внутри Казахстана для отопления и электричества жилья и предприятий? И тогда нет необходимости строить водородопроводы! Ведь в Европе такие проекты уже опробованы.

- Если вести речь о Казахстане, то и тут, в любом случае, встанет тот же самый вопрос. У нас нет соответствующей инфраструктуры, чтобы поставлять водород до потребителей, учитывая нашу территорию и наши расстояния. Мы сможем использовать минимум лишь 1 процент от того объема, который обещают тут производить. Два миллиона тонн - это огромная цифра.

Во-вторых, у нас до сих пор встает вопрос по цене за энергию от уже построенных здесь ветряных и солнечных станций. Все завозимое оборудование - зарубежное, и инвесторам невыгодно его завозить, если тариф за "зеленую" энергию устанавливается в тенге, да еще с оглядкой на социальный момент. Проекты ВИЭ - это "долгие" проекты, которые могут окупить себя минимум лет через десять, тогда как инвесторы хотят получить отдачу через пять лет.

Даже аукционы по продаже энергии от ВИЭ не спасли ситуацию, потому что часть стоимости "зеленой" энергетики должно закрывать государство. Встает другой вопрос: как долго и сколько оно может брать на себя финансовую поддержку энергии от ВИЭ?

И еще один немаловажный момент. Не всегда у нас солнечные дни, особенно на севере республики. И не всегда - ветренные. Поэтому нужны аккумуляторы-хранилища для  сохранения переменной энергии. А это также относится к теме создания соответствующей инфраструктуры, на которую нужны дополнительные инвестиции. Так что пока "зеленая" энергетика у нас в ауте, и поэтому до сих пор мы получаем тепло с ТЭЦ, работающих на местном дешевом угле. Уже имеющиеся у нас солнечные станции построены, чтобы показать, что мы что-то делаем в рамках Парижского соглашения.

Что касается Европы и ее опыта, то там аналогичные производства небольшой мощности и водород используется для заправки автобусов и носит больше имиджево-социальный характер. Не надо скидывать со счетов и тот факт, что в  Европе другие расстояния и другие условия - там уже есть соответствующая инфраструктура.

Хотя справедливости ради следует отметить, что у нас большой потенциал для развития ветроэнергетики, особенно в районе Джунгарских ворот. С китайской стороны можно увидеть много ветряков, а с нашей - практически ничего. Почему? Китай быстро адаптировал свою инфраструктуру под ветростанции, а мы - нет.

И, резюмируя все вышесказанное, хочу сказать, что проект "зеленого" водорода очень сырой. Он недоработан. Сначала надо проработать вопрос с рынком сбыта, затем решить вопрос с созданием инфраструктуры, а только потом - строить "зеленые" производства.