Чистый нулевой выброс к 2050 году - готовы ли мы?
Новый отчет МЭА со вчерашнего дня находится на первой полосе новостей энергетического сектора. Отчет привлек внимание многих отраслевых экспертов и вызвал бурную дискуссию. Каждый из них обсуждает достоинства и недостатки. Пожалуй, за исключением активистов-экологов, наблюдающих за дискуссией в кулуарах и довольных отчетом.
На мой взгляд, основной посыл отчета - стать к 2050 году углеродно-нейтральным, мы должны прекратить инвестировать в разведку нефти и газа сейчас. За исключением уже утвержденных проектов на существующих месторождениях. Конечно, это не самое лучшее что можно услышать, особенно касательно для будущих проектов, таких как Кашаган и т. д.
Согласно МЭА, в результате текущая мировая добыча нефти будет снижаться на 4% в год. Спрос на нефть, пик которого пришелся на 2019 год, больше никогда не вернется. Он снизится с 88 млн баррелей в сутки (мбс) в 2020 году до 72 мбс в 2030 году и до 24 мбс в 2050 году, то есть почти на 75% в период с 2020 по 2050 год.
Чтобы дать представление, это означает, что запланированная добыча нефти в Казахстане на 2021 год в размере 86 млн тонн должна снизиться на 30% (60 млн тонн) к 2030 году и на 70% (26 млн тонн) к 2050 году! В случае отсутствия инвестиций в существующие месторождения, помимо вышеперечисленного, оно сократится вдвое быстрее: 40 млн т к 2030 году и 8 млн т к 2050 году. И все это сделано ради достижения климатических целей, чистые выбросы CO2 к 2050 году.
Можете ли вы представить себе, как в глобальном масштабе промышленность с оборотом в трлн долларов должна прекратить заниматься тем, чем она занималась на протяжении столетий. Это означает, что никаких новых месторождений, никаких инвестиций в новые проекты, никакой новой инфраструктуры или трубопроводов, никакого СПГ. Ни один из них. И, сильная поддержка и толчок к процветанию проектов ВИЭ.
Доклад уже назван развитой страной Канадской ассоциацией производителей нефти нереальным. Если речь идет о компенсации выбросов, есть много способов сделать это. Например, улавливание и хранение углерода CCUS, которое является надежной и проверенной десятилетиями технологией.
Почему мы должны прекратить инвестировать в нефть и газ, которые являются основным источником прибыли на протяжении десятилетий, когда мы можем компенсировать выбросы за счет технологий и уменьшить выбросы, главным образом, например за счет посадки большего количества деревьев и т.д.
Более того, почему наши зеленые активисты этим довольны? Разве это не означает конец проектам по ископаемому топливу и полную зависимость от импорта оборудования и экспертов для ВИЭ проектов.
Новый отчет МЭА со вчерашнего дня находится на первой полосе новостей энергетического сектора. Отчет привлек внимание многих отраслевых экспертов и вызвал бурную дискуссию. Каждый из них обсуждает достоинства и недостатки. Пожалуй, за исключением активистов-экологов, наблюдающих за дискуссией в кулуарах и довольных отчетом.
На мой взгляд, основной посыл отчета - стать к 2050 году углеродно-нейтральным, мы должны прекратить инвестировать в разведку нефти и газа сейчас. За исключением уже утвержденных проектов на существующих месторождениях. Конечно, это не самое лучшее что можно услышать, особенно касательно для будущих проектов, таких как Кашаган и т. д.
Согласно МЭА, в результате текущая мировая добыча нефти будет снижаться на 4% в год. Спрос на нефть, пик которого пришелся на 2019 год, больше никогда не вернется. Он снизится с 88 млн баррелей в сутки (мбс) в 2020 году до 72 мбс в 2030 году и до 24 мбс в 2050 году, то есть почти на 75% в период с 2020 по 2050 год.
Чтобы дать представление, это означает, что запланированная добыча нефти в Казахстане на 2021 год в размере 86 млн тонн должна снизиться на 30% (60 млн тонн) к 2030 году и на 70% (26 млн тонн) к 2050 году! В случае отсутствия инвестиций в существующие месторождения, помимо вышеперечисленного, оно сократится вдвое быстрее: 40 млн т к 2030 году и 8 млн т к 2050 году. И все это сделано ради достижения климатических целей, чистые выбросы CO2 к 2050 году.
Можете ли вы представить себе, как в глобальном масштабе промышленность с оборотом в трлн долларов должна прекратить заниматься тем, чем она занималась на протяжении столетий. Это означает, что никаких новых месторождений, никаких инвестиций в новые проекты, никакой новой инфраструктуры или трубопроводов, никакого СПГ. Ни один из них. И, сильная поддержка и толчок к процветанию проектов ВИЭ.
Доклад уже назван развитой страной Канадской ассоциацией производителей нефти нереальным. Если речь идет о компенсации выбросов, есть много способов сделать это. Например, улавливание и хранение углерода CCUS, которое является надежной и проверенной десятилетиями технологией.
Почему мы должны прекратить инвестировать в нефть и газ, которые являются основным источником прибыли на протяжении десятилетий, когда мы можем компенсировать выбросы за счет технологий и уменьшить выбросы, главным образом, например за счет посадки большего количества деревьев и т.д.
Более того, почему наши зеленые активисты этим довольны? Разве это не означает конец проектам по ископаемому топливу и полную зависимость от импорта оборудования и экспертов для ВИЭ проектов.
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. @energyanalytics
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. @energyanalytics
Запрет на разведку и добычу нефти и газа
Испания стала четвертой страной, запланировавшей запрет на разведку и добычу нефти и газа на своей территории. Целевой срок установлен на 2050 год. Ранее другие европейские страны Франция, Дания и Ирландия объявляли такой же целевой показатель на 2040–2050 годы.
Теперь посмотрим на цифры. В прошлом году Испания добыла менее 50 тыс. баррелей в сутки нефти, что является ничем по сравнению с потреблением 1,3 млн баррелей в сутки. Страна полностью зависит от импорта сырой нефти, в основном из Нигерии, Мексики и Саудовской Аравии. Казахстан также экспортировал около 80 тыс. баррелей в сутки нефти в 2019 году. В Испании имеется 185 млн баррелей, которых при полном использовании хватит на 4-5 месяцев потребления.
Что касается добычи газа, Испания еще больше зависит от импорта. При практически нулевой внутренней добыче газа (0,1 млрд куб. м) страна импортирует 36,1 млрд куб. м газа. Внутренних запасов газа страны (3 млрд куб. м) при полном использовании хватит максимум на месяц.
Со всеми этими вышеупомянутыми ограничениями ресурсов Испания является нетто-экспортером нефтепродуктов с 2012 года. Испания перерабатывает такой же объем импорта нефти. Кроме того, у страны есть доступ к реэкспортеру морских поставок СПГ в основном в Португалию и Францию.
А теперь зададим вопрос. Разве это не самая благоприятная страна с точки зрения нулевой внутренней добычи нефти и газа? Испания может легко поставить цель на следующий год - запретить разведку и добычу нефти и газа, не дожидаясь еще 30 лет. А также переработать импортируемые нефть и газ и экспортировать их с более высокой добавленной стоимостью. Что еще более важно, эта новость была выделена и подробно проанализирована IHS Markit, одной из ведущих консалтинговых компаний в энергетическом секторе. Цель хайповать на простых новостях? @energy_analytics
Испания стала четвертой страной, запланировавшей запрет на разведку и добычу нефти и газа на своей территории. Целевой срок установлен на 2050 год. Ранее другие европейские страны Франция, Дания и Ирландия объявляли такой же целевой показатель на 2040–2050 годы.
Теперь посмотрим на цифры. В прошлом году Испания добыла менее 50 тыс. баррелей в сутки нефти, что является ничем по сравнению с потреблением 1,3 млн баррелей в сутки. Страна полностью зависит от импорта сырой нефти, в основном из Нигерии, Мексики и Саудовской Аравии. Казахстан также экспортировал около 80 тыс. баррелей в сутки нефти в 2019 году. В Испании имеется 185 млн баррелей, которых при полном использовании хватит на 4-5 месяцев потребления.
Что касается добычи газа, Испания еще больше зависит от импорта. При практически нулевой внутренней добыче газа (0,1 млрд куб. м) страна импортирует 36,1 млрд куб. м газа. Внутренних запасов газа страны (3 млрд куб. м) при полном использовании хватит максимум на месяц.
Со всеми этими вышеупомянутыми ограничениями ресурсов Испания является нетто-экспортером нефтепродуктов с 2012 года. Испания перерабатывает такой же объем импорта нефти. Кроме того, у страны есть доступ к реэкспортеру морских поставок СПГ в основном в Португалию и Францию.
А теперь зададим вопрос. Разве это не самая благоприятная страна с точки зрения нулевой внутренней добычи нефти и газа? Испания может легко поставить цель на следующий год - запретить разведку и добычу нефти и газа, не дожидаясь еще 30 лет. А также переработать импортируемые нефть и газ и экспортировать их с более высокой добавленной стоимостью. Что еще более важно, эта новость была выделена и подробно проанализирована IHS Markit, одной из ведущих консалтинговых компаний в энергетическом секторе. Цель хайповать на простых новостях? @energy_analytics
Ситуация с Shell негативна для восприятия нефтегазовых компаний по всему миру
Суд в Нидерландах постановил, что Shell несет частичную ответственность за изменение климата, а также обязал компанию сократить выбросы углекислого газа.
Это первое в своем роде постановление суда, которое усиливает давление на нефтегазовые компании, и без того уже находящиеся под пристальным вниманием правительств и инвесторов.
Согласно постановлению, вынесенному Окружным судом Гааги, к 2030 году Shell должна уменьшить объем выбросов на 45% относительно уровней 2019 года. Это соответствует рекомендациям ООН для государств-членов для сдерживания повышения средней температуры на Земле в пределах 1,5 градусов Цельсия от уровня доиндустриальной эпохи.
Решение суда распространяется на выбросы покупателей продукции (так называемый Scope 3), которые Shell не контролирует или почти не контролирует, поэтому основным вариантом его выполнения остается сокращение добычи нефти (производства нефтепродуктов).
В таком случае судебное решение теоретически является прецедентным и, как следствие, неблагоприятным для нефтегазовых компаний в целом. Оно подтверждает намерение европейских правительств и общества добиваться дальнейшего снижения выбросов и сокращения добычи углеводородов, заставляя нефтегазовые компании трансформировать бизнес более быстрыми темпами и, соответственно, нести более высокие расходы.
С другой стороны не исключен сценарий, в котором такие компании, как Shell, может потребоваться продать активы и пересмотреть расходы, чтобы выполнить постановление голландского суда о сокращении выбросов углерода, а новые владельцы будут поддерживать добычу на прежнем уровне.
Решение может иметь далеко идущие последствия, хотя на данный момент нам не совсем ясны основания, на которых оно было принято, и как оно может быть реализовано.
Ниже приведена фотография (AP) зеленых активистов, празднующих приговор по вчерашнему судебному делу против Shell в Гааге.
Суд в Нидерландах постановил, что Shell несет частичную ответственность за изменение климата, а также обязал компанию сократить выбросы углекислого газа.
Это первое в своем роде постановление суда, которое усиливает давление на нефтегазовые компании, и без того уже находящиеся под пристальным вниманием правительств и инвесторов.
Согласно постановлению, вынесенному Окружным судом Гааги, к 2030 году Shell должна уменьшить объем выбросов на 45% относительно уровней 2019 года. Это соответствует рекомендациям ООН для государств-членов для сдерживания повышения средней температуры на Земле в пределах 1,5 градусов Цельсия от уровня доиндустриальной эпохи.
Решение суда распространяется на выбросы покупателей продукции (так называемый Scope 3), которые Shell не контролирует или почти не контролирует, поэтому основным вариантом его выполнения остается сокращение добычи нефти (производства нефтепродуктов).
В таком случае судебное решение теоретически является прецедентным и, как следствие, неблагоприятным для нефтегазовых компаний в целом. Оно подтверждает намерение европейских правительств и общества добиваться дальнейшего снижения выбросов и сокращения добычи углеводородов, заставляя нефтегазовые компании трансформировать бизнес более быстрыми темпами и, соответственно, нести более высокие расходы.
С другой стороны не исключен сценарий, в котором такие компании, как Shell, может потребоваться продать активы и пересмотреть расходы, чтобы выполнить постановление голландского суда о сокращении выбросов углерода, а новые владельцы будут поддерживать добычу на прежнем уровне.
Решение может иметь далеко идущие последствия, хотя на данный момент нам не совсем ясны основания, на которых оно было принято, и как оно может быть реализовано.
Ниже приведена фотография (AP) зеленых активистов, празднующих приговор по вчерашнему судебному делу против Shell в Гааге.
Forwarded from Разумный Инвестор 2.0💡
#МнениеЭксперта
#ESG
В нефтегазовой отрасли произошел серьезный сдвиг в ESG, и инвесторы хотят получить большую прибыль в виде дивидендов или обратного выкупа. Стратегические инвестиции в зеленую энергетику в нефтегазовых компаниях оправданы, но только в том случае, если они соответствуют высоким минимальным ставкам IRR. Компании, которые инвестировали в ESG признают, что во многих случаях компании будут получать более низкие нормы прибыли, чем традиционные инвестиции в ископаемое топливо.
На основе бэктеста 2019-2021 гг. нефтяные компании, реализовавшие различные инициативы в области ESG (выбросы CO2, зеленая энергетика), не продемонстрировали каких-либо преимуществ по сравнению с теми, кто это не сделал. Фактически, существует небольшая отрицательная корреляция ESG с доходностью.
Анализ включал BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, Exxon Mobil, Gazprom, Occidental Petroleum, PetroChina, Phillips 66, Suncor, Total и другие.
Резюме: Инвестиции в Эксон или Шеврон более привлекательны чем в Shell и BP.
#ESG
В нефтегазовой отрасли произошел серьезный сдвиг в ESG, и инвесторы хотят получить большую прибыль в виде дивидендов или обратного выкупа. Стратегические инвестиции в зеленую энергетику в нефтегазовых компаниях оправданы, но только в том случае, если они соответствуют высоким минимальным ставкам IRR. Компании, которые инвестировали в ESG признают, что во многих случаях компании будут получать более низкие нормы прибыли, чем традиционные инвестиции в ископаемое топливо.
На основе бэктеста 2019-2021 гг. нефтяные компании, реализовавшие различные инициативы в области ESG (выбросы CO2, зеленая энергетика), не продемонстрировали каких-либо преимуществ по сравнению с теми, кто это не сделал. Фактически, существует небольшая отрицательная корреляция ESG с доходностью.
Анализ включал BP, Chevron, ConocoPhillips, Equinor, Exxon Mobil, Gazprom, Occidental Petroleum, PetroChina, Phillips 66, Suncor, Total и другие.
Резюме: Инвестиции в Эксон или Шеврон более привлекательны чем в Shell и BP.
Доля женщин в нефтегазовых компаниях
Энергетический сектор остается одним из секторов экономики с наименьшим гендерным разнообразием, несмотря на усилия по поощрению участия женщин. Это особенно важно с учетом той роли, которую женщины часто могут играть как ключевые движущие силы инновационных и инклюзивных решений.
Женщины составляют 48% мировой занятости, и только 22% работают в нефтегазовом секторе и 32% - в возобновляемых источниках энергии.
Ниже приведен график доли женщин-сотрудников в различных нефтегазовых компаниях. В целом видно, что международные нефтегазовые компании склонны нанимать больше женщин, чем национальные. Более того, процент женщин становится все меньше по мере достижения ими старших должностей. Например, в совете директоров «Роснефти» ее доля составляет около 10%, а КМГ - 0%.
Исследование McKinsey показывает, что компании с лучшими показателями гендерного разнообразия руководящего состава на 21% чаще демонстрируют прибыльность выше среднего, чем компании с меньшим гендерным разнообразием.
Что может сделать отрасль:
- Информировать руководителей высшего звена, членов совета директоров и акционеров о ценности найма и продвижения женщин;
- Показатели эффективности, которые могут принять компании и поощрять к добровольному принятию и публикации;
- Составить сборник передовых практик, являющихся отраслевыми стандартами, для демонстрации примеров прогресса.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Энергетический сектор остается одним из секторов экономики с наименьшим гендерным разнообразием, несмотря на усилия по поощрению участия женщин. Это особенно важно с учетом той роли, которую женщины часто могут играть как ключевые движущие силы инновационных и инклюзивных решений.
Женщины составляют 48% мировой занятости, и только 22% работают в нефтегазовом секторе и 32% - в возобновляемых источниках энергии.
Ниже приведен график доли женщин-сотрудников в различных нефтегазовых компаниях. В целом видно, что международные нефтегазовые компании склонны нанимать больше женщин, чем национальные. Более того, процент женщин становится все меньше по мере достижения ими старших должностей. Например, в совете директоров «Роснефти» ее доля составляет около 10%, а КМГ - 0%.
Исследование McKinsey показывает, что компании с лучшими показателями гендерного разнообразия руководящего состава на 21% чаще демонстрируют прибыльность выше среднего, чем компании с меньшим гендерным разнообразием.
Что может сделать отрасль:
- Информировать руководителей высшего звена, членов совета директоров и акционеров о ценности найма и продвижения женщин;
- Показатели эффективности, которые могут принять компании и поощрять к добровольному принятию и публикации;
- Составить сборник передовых практик, являющихся отраслевыми стандартами, для демонстрации примеров прогресса.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
На Кашагане планирует увеличить добычу нефти до 15,2 млн т в 2021 году
Ранее прогноз добычи на 2021 год составлял 14,5 млн тонн нефти. Таким образом, показатель планируется увеличить на 4,5% или 15 тыс баррелей в сутки.
Вопрос наращивания добычи обсуждался во время встречи премьер-министра Казахстана Аскара Мамина и старшего вице-президента "Exxon Mobil" Нила Чапмана. @energy_analytics
Ранее прогноз добычи на 2021 год составлял 14,5 млн тонн нефти. Таким образом, показатель планируется увеличить на 4,5% или 15 тыс баррелей в сутки.
Вопрос наращивания добычи обсуждался во время встречи премьер-министра Казахстана Аскара Мамина и старшего вице-президента "Exxon Mobil" Нила Чапмана. @energy_analytics
Инвестиции переходят из международных в национальные нефтяные компании
Это можно увидеть из сегодняшнего отчета МЭА по мировым инвестициям в энергетику.
Ключевые выводы и инфографика с моей стороны:
- Инвестиции в разведку и добычу в национальных нефтяных компаниях в 2021 году увеличатся на 10%, в основном за счет китайских компаний PetroChina, CNOOC и Sinopec.
- Saudi Aramco и Национальная нефтяная компания Абу-Даби (ADNOC) планируют увеличить добычу на 1 млн баррелей в сутки (мбс) в ближайшие годы.
- Для этого Saudi Aramco планирует потратить $35 млрд в 2021 году по сравнению с $27 млрд в 2020 году и ADNOC $120 млрд в 2021-2025 годах.
- Увеличение перерабатывающих мощностей в Азии и на Ближнем Востоке на 8,5 мбс (нетто увеличение чистых мощностей на 4,9 мбс из-за снижения на 3,6 мбс в странах с развитой экономикой)
- Ожидается, что в 2021 году инвестиции в СПГ вырастут более чем на две трети и превысят $23 млрд, в основном за счет Катара, России и США.
Как видите, инвестиции в нефть и газ не прекращались, они даже растут. Просто деньги и ресурсы перешли от международных (Majors) к национальным нефтяным компаниям. @energy_analytics
Это можно увидеть из сегодняшнего отчета МЭА по мировым инвестициям в энергетику.
Ключевые выводы и инфографика с моей стороны:
- Инвестиции в разведку и добычу в национальных нефтяных компаниях в 2021 году увеличатся на 10%, в основном за счет китайских компаний PetroChina, CNOOC и Sinopec.
- Saudi Aramco и Национальная нефтяная компания Абу-Даби (ADNOC) планируют увеличить добычу на 1 млн баррелей в сутки (мбс) в ближайшие годы.
- Для этого Saudi Aramco планирует потратить $35 млрд в 2021 году по сравнению с $27 млрд в 2020 году и ADNOC $120 млрд в 2021-2025 годах.
- Увеличение перерабатывающих мощностей в Азии и на Ближнем Востоке на 8,5 мбс (нетто увеличение чистых мощностей на 4,9 мбс из-за снижения на 3,6 мбс в странах с развитой экономикой)
- Ожидается, что в 2021 году инвестиции в СПГ вырастут более чем на две трети и превысят $23 млрд, в основном за счет Катара, России и США.
Как видите, инвестиции в нефть и газ не прекращались, они даже растут. Просто деньги и ресурсы перешли от международных (Majors) к национальным нефтяным компаниям. @energy_analytics
Инвестиции в возобновляемые источники энергии в Казахстане
Если вас интересует текущий прогресс в области инвестиций в возобновляемые источники энергии в Казахстане, стоит отметить опыт Eni.
В частности, инвестиции в ветроэнергетику в Бадамше, Актюбинской области, и в солнечную энергию в Шаульдере, в Туркестанской области.
Прилагаемая инфографика взята со вчерашнего конгресса, организованного Ecojer.
Полная презентация всех панельных спикеров мероприятия размещена в чате Energy Analytics: https://news.1rj.ru/str/energyanalytics_chat/4890
Если вас интересует текущий прогресс в области инвестиций в возобновляемые источники энергии в Казахстане, стоит отметить опыт Eni.
В частности, инвестиции в ветроэнергетику в Бадамше, Актюбинской области, и в солнечную энергию в Шаульдере, в Туркестанской области.
Прилагаемая инфографика взята со вчерашнего конгресса, организованного Ecojer.
Полная презентация всех панельных спикеров мероприятия размещена в чате Energy Analytics: https://news.1rj.ru/str/energyanalytics_chat/4890
Впервые количество буровых установок увеличилось во всех регионах мира
Самый большой рост был в Латинской Америке (18), за ней следуют США (17) и Азиатско-Тихоокеанский регион (14).
По сравнению с маем прошлого года количество буровых установок увеличилось всего на 7% при повышении цены Brent на $39/б или на 133%.
Разрыв между ценой на нефть и количеством буровых установок увеличивается еще больше. Каковы будут последствия нынешних низких инвестиций в бурение?
По оценке МЭА, без инвестиций в разведку новых месторождений мировые поставки нефти упадут на 4% в год. и дополнительно без вложений в разработку к существующим месторождениям - на 8%. Среднее значение в обоих случаях составит 6%, что является нормальной кривой падения для нефтяного месторождения.
Между тем, если мировой спрос на нефть не будет падать на 6% в год, это приведет к росту цен на нефть. Как говорил вице-премьера РФ, этот сценарий скорее всего завершится с ценой на нефть в $200/б. Может, нефтедобытчикам и на пользу. @energy_analytics
Самый большой рост был в Латинской Америке (18), за ней следуют США (17) и Азиатско-Тихоокеанский регион (14).
По сравнению с маем прошлого года количество буровых установок увеличилось всего на 7% при повышении цены Brent на $39/б или на 133%.
Разрыв между ценой на нефть и количеством буровых установок увеличивается еще больше. Каковы будут последствия нынешних низких инвестиций в бурение?
По оценке МЭА, без инвестиций в разведку новых месторождений мировые поставки нефти упадут на 4% в год. и дополнительно без вложений в разработку к существующим месторождениям - на 8%. Среднее значение в обоих случаях составит 6%, что является нормальной кривой падения для нефтяного месторождения.
Между тем, если мировой спрос на нефть не будет падать на 6% в год, это приведет к росту цен на нефть. Как говорил вице-премьера РФ, этот сценарий скорее всего завершится с ценой на нефть в $200/б. Может, нефтедобытчикам и на пользу. @energy_analytics
Модель Норвегии в продажах электромобилей и ее применимость в других странах
Норвегия является лидером продаж электромобилей благодаря щедрым налоговым льготам. Сегодня электромобили с аккумуляторной батареей составляют более половины всех продаж новых автомобилей. Исследователь Шалк Клоэте подробно рассмотрел, сколько стоят эти стимулы и сколько тонн CO2 они позволяют избежать.
По официальным данным, Норвегия за все время продала ископаемое топливо на сумму около 44 млрд баррелей нефтяного эквивалента, это примерно 15 гигатонн CO2 выбросов. Себестоимость добычи в Норвегии относительно невысока - около $23 за баррель.
В отличие от многих других нефтяных стран, включая нас, Норвегия разумно инвестировала значительную часть этой прибыли, примерно треть исторической прибыли от нефти и газа - $360 млрд. Показатели окупаемости инвестиций были выдающимися, и сейчас в нефтяном фонде находится почти $1,3 трлн.
Для страны с населением всего 5,3 млн это колоссальные деньги. Для сравнения: общие федеральные налоговые поступления в США составляют 16% ВВП. Для Норвегии год ниже среднего с доходностью 5% от инвестиций фонда принесет те же 16% ВВП в виде пассивного дохода! Вдобавок ко всему, текущий налог на нефть и газ составляет около 7% ВВП.
Поэтому неудивительно, что Норвегия испытывает небольшое давление, чтобы сделать что-то реальное в отношении изменения климата. А за последнее десятилетие электромобили стали яркой климатической тенденцией Норвегии.
Во-первых, важно отметить, что Норвегия не субсидирует электромобили. Вместо этого электромобили освобождаются от двух больших налогов: 25% НДС и большого дополнительного налога, зависящего от веса и выбросов CO2 от транспортного средства.
Кроме того, электромобили получают выгоду от нескольких льгот, связанных с эксплуатационными расходами. Налоги на бензин в Норвегии одни из самых высоких в мире, тогда как налоги на электроэнергию очень низкие.
Кроме того, у электромобилей значительно ниже плата за проезд по автомагистралям и за парковку. Вдобавок, существует ежегодный страховой налог, который также ниже для автомобилей.
Есть также другие льготы, такие как вождение по автобусным полосам и получение немного более низких процентных ставок по кредиту.
Дело в том, что норвежцы по-прежнему покупают обычные бензиновые и дизельные автомобили, несмотря на стимулы, которые делают электромобили намного более дешевым вариантом. Например, автомобиль с ДВС на $15-$19 тыс дешевле чем электромобили. Даже для богатых норвежцев это значительная часть располагаемого дохода.
Самое лучшее в электромобилях в Норвегии - это то, что электричество почти полностью вырабатывается гидроэнергетикой. Это означает, что выбросы электромобилей по сравнению с обычными автомобилями происходят только от производства аккумуляторов. Рассмотрим Казахстан, Китай или Индию, где электроэнергия в основном вырабатывается из угля. Больше продаж электромобилей, больше энергии из угля, больше выбросов CO2.
Таким образом, по расчетам автора Норвегия как крупный экспортер нефти и газа должна продать более 100 баррелей нефти (которая выделяет 40 тонн CO2), чтобы оплатить налоговые льготы, которые она дает электромобилям, чтобы избежать выброса одной тонны CO2. А электричество в Норвегии почти полностью чистое благодаря гидроэнергетике, поэтому затраты на предотвращение выбросов CO2 будут выше в других странах. Другими словами, большинство стран не могут пойти по этому пути для достижения доминирования электромобилей. Это очень дорого, и при его оплате - конечно, в случае Норвегии - выделяется большое количество углерода.
Норвегия является лидером продаж электромобилей благодаря щедрым налоговым льготам. Сегодня электромобили с аккумуляторной батареей составляют более половины всех продаж новых автомобилей. Исследователь Шалк Клоэте подробно рассмотрел, сколько стоят эти стимулы и сколько тонн CO2 они позволяют избежать.
По официальным данным, Норвегия за все время продала ископаемое топливо на сумму около 44 млрд баррелей нефтяного эквивалента, это примерно 15 гигатонн CO2 выбросов. Себестоимость добычи в Норвегии относительно невысока - около $23 за баррель.
В отличие от многих других нефтяных стран, включая нас, Норвегия разумно инвестировала значительную часть этой прибыли, примерно треть исторической прибыли от нефти и газа - $360 млрд. Показатели окупаемости инвестиций были выдающимися, и сейчас в нефтяном фонде находится почти $1,3 трлн.
Для страны с населением всего 5,3 млн это колоссальные деньги. Для сравнения: общие федеральные налоговые поступления в США составляют 16% ВВП. Для Норвегии год ниже среднего с доходностью 5% от инвестиций фонда принесет те же 16% ВВП в виде пассивного дохода! Вдобавок ко всему, текущий налог на нефть и газ составляет около 7% ВВП.
Поэтому неудивительно, что Норвегия испытывает небольшое давление, чтобы сделать что-то реальное в отношении изменения климата. А за последнее десятилетие электромобили стали яркой климатической тенденцией Норвегии.
Во-первых, важно отметить, что Норвегия не субсидирует электромобили. Вместо этого электромобили освобождаются от двух больших налогов: 25% НДС и большого дополнительного налога, зависящего от веса и выбросов CO2 от транспортного средства.
Кроме того, электромобили получают выгоду от нескольких льгот, связанных с эксплуатационными расходами. Налоги на бензин в Норвегии одни из самых высоких в мире, тогда как налоги на электроэнергию очень низкие.
Кроме того, у электромобилей значительно ниже плата за проезд по автомагистралям и за парковку. Вдобавок, существует ежегодный страховой налог, который также ниже для автомобилей.
Есть также другие льготы, такие как вождение по автобусным полосам и получение немного более низких процентных ставок по кредиту.
Дело в том, что норвежцы по-прежнему покупают обычные бензиновые и дизельные автомобили, несмотря на стимулы, которые делают электромобили намного более дешевым вариантом. Например, автомобиль с ДВС на $15-$19 тыс дешевле чем электромобили. Даже для богатых норвежцев это значительная часть располагаемого дохода.
Самое лучшее в электромобилях в Норвегии - это то, что электричество почти полностью вырабатывается гидроэнергетикой. Это означает, что выбросы электромобилей по сравнению с обычными автомобилями происходят только от производства аккумуляторов. Рассмотрим Казахстан, Китай или Индию, где электроэнергия в основном вырабатывается из угля. Больше продаж электромобилей, больше энергии из угля, больше выбросов CO2.
Таким образом, по расчетам автора Норвегия как крупный экспортер нефти и газа должна продать более 100 баррелей нефти (которая выделяет 40 тонн CO2), чтобы оплатить налоговые льготы, которые она дает электромобилям, чтобы избежать выброса одной тонны CO2. А электричество в Норвегии почти полностью чистое благодаря гидроэнергетике, поэтому затраты на предотвращение выбросов CO2 будут выше в других странах. Другими словами, большинство стран не могут пойти по этому пути для достижения доминирования электромобилей. Это очень дорого, и при его оплате - конечно, в случае Норвегии - выделяется большое количество углерода.
Казахстан возвращается к системе СССР?
Еще в 2015 году Казахстан считался худшей страной после России по инвестициям в нефтегазовый сектор по оценке IHS. Государственные сборы, риск доходов и характер изменений в бюджетных условиях были основными причинами.
В том же году, в ответ на глобальные внутренние вызовы и чтобы войти в число 30 наиболее конкурентоспособных экономик мира, первый президент Казахстана предложил План нации 100 конкретных шагов. В частности, 74-й шаг был посвящен переходу от советской системы ГКЗ к международной для повышения прозрачности и предсказуемости в недропользовании. Для добычи полезных ископаемых это была система CRIRSCO, для нефти и газа - система SPE PRMS.
Горнодобывающий сектор Казахстана быстро принял международную систему, названную кодексом КАЗРС, и сформировал профессиональный саморегулируемый орган ПОНЭН. Система была официально признана Общеевропейским комитетом по запасам и ресурсам уже в 2016 году.
С тех пор прошло 7 лет, а официального принятия международной системы в нефтегазовом секторе Казахстана не произошло. Исключением может быть недавняя презентация, выпущенная в рамках недели управления ресурсами ЕЭК ООН в апреле 2021 года.
Презентация с логотипом официального герба Казахстана прошла под именем Виктора Бабашева. Краткое содержание презентации:
- В соответствии с приказом Министерства энергетики в конце декабря 2019 года (через 4 года после предложения Первого президента «План нации») была сформирована рабочая группа для разработки предложений по международным системам-кандидатам, наиболее подходящим в рамках перехода к международной системе отчетности по запасам нефти и газа.
- В выводах Рабочей группы предложена концепция возможной реализации 74-го шага для углеводородов, основанная на сохранении собственной системы классификации (ГКЗ?) и последующей гармонизации с системой РКООН-2009 через промежуточный документ.
- Концепцию поддержали все стороны РГ (какие?) и в настоящее время находится на согласовании в Правительстве.
В этой презентации много вопросов, но пока я ограничусь парой из них.
Во-первых, является ли Виктор Бабашев представителем правительства или страны в ООН?
Во-вторых, правда ли, что правительство Казахстана планирует оставить систему ГКЗ в нефтегазовом секторе?
Еще одна информация для размышлений, единственная страна, которая думает остаться в старой системе и, возможно, гармонизировать с системой ООН - это РФ.
Вы также можете оставить свои вопросы в разделе комментариев.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Еще в 2015 году Казахстан считался худшей страной после России по инвестициям в нефтегазовый сектор по оценке IHS. Государственные сборы, риск доходов и характер изменений в бюджетных условиях были основными причинами.
В том же году, в ответ на глобальные внутренние вызовы и чтобы войти в число 30 наиболее конкурентоспособных экономик мира, первый президент Казахстана предложил План нации 100 конкретных шагов. В частности, 74-й шаг был посвящен переходу от советской системы ГКЗ к международной для повышения прозрачности и предсказуемости в недропользовании. Для добычи полезных ископаемых это была система CRIRSCO, для нефти и газа - система SPE PRMS.
Горнодобывающий сектор Казахстана быстро принял международную систему, названную кодексом КАЗРС, и сформировал профессиональный саморегулируемый орган ПОНЭН. Система была официально признана Общеевропейским комитетом по запасам и ресурсам уже в 2016 году.
С тех пор прошло 7 лет, а официального принятия международной системы в нефтегазовом секторе Казахстана не произошло. Исключением может быть недавняя презентация, выпущенная в рамках недели управления ресурсами ЕЭК ООН в апреле 2021 года.
Презентация с логотипом официального герба Казахстана прошла под именем Виктора Бабашева. Краткое содержание презентации:
- В соответствии с приказом Министерства энергетики в конце декабря 2019 года (через 4 года после предложения Первого президента «План нации») была сформирована рабочая группа для разработки предложений по международным системам-кандидатам, наиболее подходящим в рамках перехода к международной системе отчетности по запасам нефти и газа.
- В выводах Рабочей группы предложена концепция возможной реализации 74-го шага для углеводородов, основанная на сохранении собственной системы классификации (ГКЗ?) и последующей гармонизации с системой РКООН-2009 через промежуточный документ.
- Концепцию поддержали все стороны РГ (какие?) и в настоящее время находится на согласовании в Правительстве.
В этой презентации много вопросов, но пока я ограничусь парой из них.
Во-первых, является ли Виктор Бабашев представителем правительства или страны в ООН?
Во-вторых, правда ли, что правительство Казахстана планирует оставить систему ГКЗ в нефтегазовом секторе?
Еще одна информация для размышлений, единственная страна, которая думает остаться в старой системе и, возможно, гармонизировать с системой ООН - это РФ.
Вы также можете оставить свои вопросы в разделе комментариев.
https://news.1rj.ru/str/EnergyAnalytics
Пора ОПЕК+ снять ограничения на добычу
В мая Казахстан на 100% выполнил соглашение о добыче ОПЕК+ после трех месяцев перепроизводства.
Страна добыла 1,465 млн баррелей в сутки (мбс) по сравнению с 1,463 мбс по сделке ОПЕК+. В млн тоннах, это 6,22 нефти и 1,09 - конденсата.
Пока неизвестно, какую стратегию ОПЕК+ примет после июля.
Согласно последнему отчету МЭА (да, это та организация, которая лоббирует нулевые инвестиции в ископаемое топливо сейчас и немедленное сокращение добычи нефти и газа), мир нуждается в нефти сейчас и призвал производителей ОПЕК+ увеличить добычу. По их оценке, к концу 2022 года спрос на нефть превысит допандемический уровень.
Если предложение нефти будет ниже спроса, цена вырастет. Текущая цена на нефть - тому пример.
Надеемся, что ОПЕК снимет ограничение на добычу после июля, и Казахстан сможет использовать весь свой потенциал, который был до пандемии. Это может увеличить добычу на 0,2 мбс, что по цене $70 за барр. может составит ~$2,5 млрд дополнительной выручки за пол года.
В мая Казахстан на 100% выполнил соглашение о добыче ОПЕК+ после трех месяцев перепроизводства.
Страна добыла 1,465 млн баррелей в сутки (мбс) по сравнению с 1,463 мбс по сделке ОПЕК+. В млн тоннах, это 6,22 нефти и 1,09 - конденсата.
Пока неизвестно, какую стратегию ОПЕК+ примет после июля.
Согласно последнему отчету МЭА (да, это та организация, которая лоббирует нулевые инвестиции в ископаемое топливо сейчас и немедленное сокращение добычи нефти и газа), мир нуждается в нефти сейчас и призвал производителей ОПЕК+ увеличить добычу. По их оценке, к концу 2022 года спрос на нефть превысит допандемический уровень.
Если предложение нефти будет ниже спроса, цена вырастет. Текущая цена на нефть - тому пример.
Надеемся, что ОПЕК снимет ограничение на добычу после июля, и Казахстан сможет использовать весь свой потенциал, который был до пандемии. Это может увеличить добычу на 0,2 мбс, что по цене $70 за барр. может составит ~$2,5 млрд дополнительной выручки за пол года.
Акции энергетического сектора стремительно растут после дна 2020 года
Энергетический сектор S&P 500 вырос на половину (45%) с начала года по 11 июня, по сравнению с 13% ростом общего S&P 500. За тот же период в 2020 году S&P 500 упал примерно на 7%, в то время как крупный индекс капитализации в энергетическом секторе снизился примерно на 36%.
Однако, если смотреть в более длительный период, акции энергетических компаний, на которые приходилось почти 13% индекса S&P 500 в 2008 году, составляли всего лишь 2,3% в 2020 году.
Это связано с тем, что нефтегазовые компании изменили свой финансовый подход, отдав предпочтение более консервативному управлению балансом и выплате долга, чем росту предложения. И эта тенденция, вероятно, сохранится в ближайшие годы.
Такой упор на дисциплину можно увидеть в компаниях энергетического сектора, которые продемонстрировали наибольший рост стоимости акций в этом году, включая Marathon Oil Corp., Devon Energy Corp. и Hess Corp.
«Необузданный рост» добычи сланца был разрушительным, и производители сланца в США перешли от растущего бизнеса к сбору урожая. Вознаграждение руководителей в этом секторе, которое когда-то было почти исключительно связано с ростом предложения, теперь сосредоточено на доходности акционеров и свободном денежном потоке.
Между тем, цена Brent во втором квартале в среднем составляла $68/б по сравнению с тем же периодом 2020 года - $29. Согласно прогнозу Управления энергетической информации США (EIA), в 2021 году цена на нефть марки Brent будет составлять в среднем $65/б по сравнению с $42/б в 2020 году. На 2022 год все еще консервативный прогноз сохраняется в $60/б.
@energy_analytics
Энергетический сектор S&P 500 вырос на половину (45%) с начала года по 11 июня, по сравнению с 13% ростом общего S&P 500. За тот же период в 2020 году S&P 500 упал примерно на 7%, в то время как крупный индекс капитализации в энергетическом секторе снизился примерно на 36%.
Однако, если смотреть в более длительный период, акции энергетических компаний, на которые приходилось почти 13% индекса S&P 500 в 2008 году, составляли всего лишь 2,3% в 2020 году.
Это связано с тем, что нефтегазовые компании изменили свой финансовый подход, отдав предпочтение более консервативному управлению балансом и выплате долга, чем росту предложения. И эта тенденция, вероятно, сохранится в ближайшие годы.
Такой упор на дисциплину можно увидеть в компаниях энергетического сектора, которые продемонстрировали наибольший рост стоимости акций в этом году, включая Marathon Oil Corp., Devon Energy Corp. и Hess Corp.
«Необузданный рост» добычи сланца был разрушительным, и производители сланца в США перешли от растущего бизнеса к сбору урожая. Вознаграждение руководителей в этом секторе, которое когда-то было почти исключительно связано с ростом предложения, теперь сосредоточено на доходности акционеров и свободном денежном потоке.
Между тем, цена Brent во втором квартале в среднем составляла $68/б по сравнению с тем же периодом 2020 года - $29. Согласно прогнозу Управления энергетической информации США (EIA), в 2021 году цена на нефть марки Brent будет составлять в среднем $65/б по сравнению с $42/б в 2020 году. На 2022 год все еще консервативный прогноз сохраняется в $60/б.
@energy_analytics
Сколько электричества в мире вырабатывается ветром и солнцем?
Инфографика показывает долю производства электроэнергии из угля и низкоуглеродных источников за последние 50 лет.
Основным источником производства электроэнергии в мире всегда был уголь, в пределах 40%. В этом году ожидается на уровне 35%.
Производство электроэнергии с помощью ветра начали наблюдать в 2000-х годах, а солнечной энергии - с 2010-х годов. В этом году их общая доля ожидается на уровне 10%.
Другие ВИЭ - это так называемые гидроэнергетика, геотермальная энергия, энергия биомассы, волн и приливов. Их доля составляла 25% в 1971 году, а сейчас сократилась до 20%. Другими словами, ветровые и солнечные источники заполняют дефицит других ВИЭ, в основном гидроэнергетики.
Доля ядерной энергии в производстве электроэнергии достигла пика в 15% в 1990-х годах и снизилась до 10% в настоящее время.
Доля нефти и газа от выработки электроэнергии на графике не показана. Их сумма составляет 25%, в основном по газу - 23%. @energy_analytics
Инфографика показывает долю производства электроэнергии из угля и низкоуглеродных источников за последние 50 лет.
Основным источником производства электроэнергии в мире всегда был уголь, в пределах 40%. В этом году ожидается на уровне 35%.
Производство электроэнергии с помощью ветра начали наблюдать в 2000-х годах, а солнечной энергии - с 2010-х годов. В этом году их общая доля ожидается на уровне 10%.
Другие ВИЭ - это так называемые гидроэнергетика, геотермальная энергия, энергия биомассы, волн и приливов. Их доля составляла 25% в 1971 году, а сейчас сократилась до 20%. Другими словами, ветровые и солнечные источники заполняют дефицит других ВИЭ, в основном гидроэнергетики.
Доля ядерной энергии в производстве электроэнергии достигла пика в 15% в 1990-х годах и снизилась до 10% в настоящее время.
Доля нефти и газа от выработки электроэнергии на графике не показана. Их сумма составляет 25%, в основном по газу - 23%. @energy_analytics
Exxon Mobil планирует сокращать по 5-10% сотрудников офисов в США в следующие 3-5 лет
Не секрет, что в последнее десятилетие крупные международные компании постоянно сокращают штат. Самый крупный из них Exxon Mobil сокращает персонал с 2011 года, за исключением 2018-2019 годов.
10 лет назад в нем работало 82 тыс. cотрудников, в 2020 году - 72 тыс. Их текущий план - сократить еще на 5-10% офисных работников в США за 3-5 лет. Глобальный план - сократить на 14 тысяч к 2022 году, до 58 тыс.
По словам источников Bloomberg, сокращать планируется сотрудников с самыми низкими рейтингами, и этот процесс не будет характеризоваться как увольнение.
Добыча нефти и газа Exxon Mobil в 2020 году приблизилась к 4 млн барр. н.э. в сутки (мбс). Дальнейшее сокращение сотрудников сделает Exxon одной из самых крупных с добытых баррелей на одного сотрудника как Chevron и Equinor.
Акции Exxon прибавляют в цене 0,3% в ходе предварительных торгов во вторник. С начала текущего года их стоимость выросла на 52%. @energy_analytics
Не секрет, что в последнее десятилетие крупные международные компании постоянно сокращают штат. Самый крупный из них Exxon Mobil сокращает персонал с 2011 года, за исключением 2018-2019 годов.
10 лет назад в нем работало 82 тыс. cотрудников, в 2020 году - 72 тыс. Их текущий план - сократить еще на 5-10% офисных работников в США за 3-5 лет. Глобальный план - сократить на 14 тысяч к 2022 году, до 58 тыс.
По словам источников Bloomberg, сокращать планируется сотрудников с самыми низкими рейтингами, и этот процесс не будет характеризоваться как увольнение.
Добыча нефти и газа Exxon Mobil в 2020 году приблизилась к 4 млн барр. н.э. в сутки (мбс). Дальнейшее сокращение сотрудников сделает Exxon одной из самых крупных с добытых баррелей на одного сотрудника как Chevron и Equinor.
Акции Exxon прибавляют в цене 0,3% в ходе предварительных торгов во вторник. С начала текущего года их стоимость выросла на 52%. @energy_analytics
Стоимость установки солнечной и ветровой энергии в Казахстане и мире
Недавний отчет Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA) о затратах на производство электроэнергии из возобновляемых источников (ВИЭ) может служить справочным материалом для международного бенчмарка.
Средневзвешенная совокупная установленная стоимость наземных ветрогенераторов (ВТГ) в 2020 году составляет $1355/кВт, солнечной энергии - $883/кВт и морских ВТГ - $3185/кВт.
В качестве справки для Казахстана можно привести недавнюю презентацию Eni на мероприятии Ecojer. Стоимость установки, принятая из информации, составляет около $700/кВт для солнечной энергии и $900/кВт для наземных ВТГ.
В настоящее время Казахстан имеет преимущество в низких затратах на установку солнечной и ветровой энергии по сравнению с мировым бенчмарком. Самая высокая стоимость установки солнечных панелей в России - $1889/кВт.
Анализ отчета также утверждает, что солнечная и ветровая энергия без финансовой поддержки теперь в том же диапазоне затрат для новых мощностей, работающих на ископаемом топливе. Наибольшее сокращение затрат произошло в установке солнечных панелей на 85% в период с 2010 по 2020 год.
Согласно анализу IRENA, 800 ГВт существующих мощностей, работающих на угле, имеют эксплуатационные расходы выше, чем новые установки солнечных панелей иди наземных ВТГ для коммунальных предприятий, включая $0,005/кВтч для затрат на интеграцию. Замена этих угольных электростанций сократит годовые системные затраты на $32 млрд/год и сократит годовые выбросы CO2 примерно на 3 гигатонны CO2.
В тот же период 2010-2020 годов увеличились затраты на другие ВИЭ: гидроэнергетика на 50% и геотермальная энергия на 70%. Вчера показал в своем посте, что солнечная энергия и энергия ветра заменяют другие ВИЭ в мировой доле производства электроэнергии. И скорее всего это в основном из-за фактора стоимости.
IRENA собирает данные о стоимости и производительности технологий производства ВИЭ с 2012 года. Анализ охватывает около 20 000 проектов производства ВИЭ со всего мира, а также данные 13 000 аукционов и соглашений о закупке электроэнергии для ВИЭ. @energy_analytics
Недавний отчет Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA) о затратах на производство электроэнергии из возобновляемых источников (ВИЭ) может служить справочным материалом для международного бенчмарка.
Средневзвешенная совокупная установленная стоимость наземных ветрогенераторов (ВТГ) в 2020 году составляет $1355/кВт, солнечной энергии - $883/кВт и морских ВТГ - $3185/кВт.
В качестве справки для Казахстана можно привести недавнюю презентацию Eni на мероприятии Ecojer. Стоимость установки, принятая из информации, составляет около $700/кВт для солнечной энергии и $900/кВт для наземных ВТГ.
В настоящее время Казахстан имеет преимущество в низких затратах на установку солнечной и ветровой энергии по сравнению с мировым бенчмарком. Самая высокая стоимость установки солнечных панелей в России - $1889/кВт.
Анализ отчета также утверждает, что солнечная и ветровая энергия без финансовой поддержки теперь в том же диапазоне затрат для новых мощностей, работающих на ископаемом топливе. Наибольшее сокращение затрат произошло в установке солнечных панелей на 85% в период с 2010 по 2020 год.
Согласно анализу IRENA, 800 ГВт существующих мощностей, работающих на угле, имеют эксплуатационные расходы выше, чем новые установки солнечных панелей иди наземных ВТГ для коммунальных предприятий, включая $0,005/кВтч для затрат на интеграцию. Замена этих угольных электростанций сократит годовые системные затраты на $32 млрд/год и сократит годовые выбросы CO2 примерно на 3 гигатонны CO2.
В тот же период 2010-2020 годов увеличились затраты на другие ВИЭ: гидроэнергетика на 50% и геотермальная энергия на 70%. Вчера показал в своем посте, что солнечная энергия и энергия ветра заменяют другие ВИЭ в мировой доле производства электроэнергии. И скорее всего это в основном из-за фактора стоимости.
IRENA собирает данные о стоимости и производительности технологий производства ВИЭ с 2012 года. Анализ охватывает около 20 000 проектов производства ВИЭ со всего мира, а также данные 13 000 аукционов и соглашений о закупке электроэнергии для ВИЭ. @energy_analytics
Сбудется ли прогноз цен на нефть Goldman Sachs?
В апреле этого года Goldman Sachs может быть единственным, кто сделал бычий прогноз цены на Brent в $75 в 3 кв. и $80 в 4-ом. В то время, возможно, это было нелегко предсказать, но теперь, похоже, это c большой вероятностью пройзойдет.
Средняя июньская цена на Брент по состоянию на этот понедельник составляла $72, а в 3 кв. - $68 после самой низкой цены в апреле 2020 года в $18.
Другие организации по-прежнему осторожно прогнозируют в диапазоне $60-$70 во 2-ой половине 2021 года и $60 за 2022 год.
Крупные нефтяные компании по-прежнему сохраняют свой прогноз на этот год в диапазоне $40-$50. Скорее всего, эта стратегия принято для выплаты дивидендов и накопленных долгов, поскольку в текущем году не рассматриваются крупные инвестиции в нефтегазовые проекты.
Одним из главных препятствий на пути к $80 может стать решение ОПЕК+ после июля. В настоящее время обсуждается вопрос об увеличении добычи нефти на 500 тыс. баррелей в сутки после августа.
В любом случае нас вполне должен устраивать диапазон $70 за баррель. Любая цена, превышающая $80, может подтолкнуть нас к зоне комфорта как в начале 2010-х и принять решение инвестировать дополнительную прибыль в сумасшедшие проекты, такие как Expo, LRT и т. д. @energy_analytics
В апреле этого года Goldman Sachs может быть единственным, кто сделал бычий прогноз цены на Brent в $75 в 3 кв. и $80 в 4-ом. В то время, возможно, это было нелегко предсказать, но теперь, похоже, это c большой вероятностью пройзойдет.
Средняя июньская цена на Брент по состоянию на этот понедельник составляла $72, а в 3 кв. - $68 после самой низкой цены в апреле 2020 года в $18.
Другие организации по-прежнему осторожно прогнозируют в диапазоне $60-$70 во 2-ой половине 2021 года и $60 за 2022 год.
Крупные нефтяные компании по-прежнему сохраняют свой прогноз на этот год в диапазоне $40-$50. Скорее всего, эта стратегия принято для выплаты дивидендов и накопленных долгов, поскольку в текущем году не рассматриваются крупные инвестиции в нефтегазовые проекты.
Одним из главных препятствий на пути к $80 может стать решение ОПЕК+ после июля. В настоящее время обсуждается вопрос об увеличении добычи нефти на 500 тыс. баррелей в сутки после августа.
В любом случае нас вполне должен устраивать диапазон $70 за баррель. Любая цена, превышающая $80, может подтолкнуть нас к зоне комфорта как в начале 2010-х и принять решение инвестировать дополнительную прибыль в сумасшедшие проекты, такие как Expo, LRT и т. д. @energy_analytics
Как Россия стала лидером по СПГ
Исторически природный газ продавался по фиксированной долгосрочной цене и экспортировался по наземным трубопроводам. Для этого потребовалось соглашение о продаже газа для долгосрочных поставок, обычно на 40 лет, и строительство трубопроводов через многие страны.
У этого способа подачи природного газа были свои недостатки. Долгосрочная фиксированная цена на газ и частые разногласия со странами-транзитерами. В противном случае газ никогда не добывался, сжигался как попутный газ от добычи нефти или закачивался обратно в пласт.
С коммерциализацией технологии сжиженного природного газа (СПГ) с 1970-х годов поставки и транспортировка газа существенно изменились. Преимущества СПГ: его можно транспортировать в жидкой форме в любую точку мира, где есть доступ к водным путям, и продавать по спотовой цене.
Россия, являясь основным традиционным поставщиком природного газа по трубопроводам в основном в Европу, не могла упустить эту возможность. Первый шаг к технологии СПГ можно связать со спором по проекту «Сахалин-2» в 2006 году. Правительство обвинили в перерасходе средств и нанесении ущерба окружающей среде после того, как Shell объявила, что стоимость проекта достигла $22 млрд в 2005 году.
В результате спора консорциум проекта согласился продать «Газпрому» 50% + 1 акцию в 2007 году. Проект «Сахалин-2» стартовал в 2009 году с ввода в эксплуатацию двух линий СПГ. В том же году Новатэк приобрел Ямал СПГ и сдал его в эксплуатацию в 2018-2019 годах.
В настоящее время Россия является четвертым экспортером СПГ после Катара, Австралии и США. План на будущее увеличению существующих мощностей в четыре раза к 2035 году.
Действительно, тот же подход нельзя применить в других местах. Но если гипотетически подумать, а что если бы мы были сейчас крупнейшим в мире экспортером технологий закачки сырого газа под высоким давлением? @energy_analytics
Исторически природный газ продавался по фиксированной долгосрочной цене и экспортировался по наземным трубопроводам. Для этого потребовалось соглашение о продаже газа для долгосрочных поставок, обычно на 40 лет, и строительство трубопроводов через многие страны.
У этого способа подачи природного газа были свои недостатки. Долгосрочная фиксированная цена на газ и частые разногласия со странами-транзитерами. В противном случае газ никогда не добывался, сжигался как попутный газ от добычи нефти или закачивался обратно в пласт.
С коммерциализацией технологии сжиженного природного газа (СПГ) с 1970-х годов поставки и транспортировка газа существенно изменились. Преимущества СПГ: его можно транспортировать в жидкой форме в любую точку мира, где есть доступ к водным путям, и продавать по спотовой цене.
Россия, являясь основным традиционным поставщиком природного газа по трубопроводам в основном в Европу, не могла упустить эту возможность. Первый шаг к технологии СПГ можно связать со спором по проекту «Сахалин-2» в 2006 году. Правительство обвинили в перерасходе средств и нанесении ущерба окружающей среде после того, как Shell объявила, что стоимость проекта достигла $22 млрд в 2005 году.
В результате спора консорциум проекта согласился продать «Газпрому» 50% + 1 акцию в 2007 году. Проект «Сахалин-2» стартовал в 2009 году с ввода в эксплуатацию двух линий СПГ. В том же году Новатэк приобрел Ямал СПГ и сдал его в эксплуатацию в 2018-2019 годах.
В настоящее время Россия является четвертым экспортером СПГ после Катара, Австралии и США. План на будущее увеличению существующих мощностей в четыре раза к 2035 году.
Действительно, тот же подход нельзя применить в других местах. Но если гипотетически подумать, а что если бы мы были сейчас крупнейшим в мире экспортером технологий закачки сырого газа под высоким давлением? @energy_analytics