Эмбарго на нефтепродукты делает бессмысленным демпфер
Эмбарго ЕС на импорт нефтепродуктов из России, которое вступит в силу в феврале 2023 г., ставит под вопрос целесообразность демпфирующего механизма, который призван компенсировать величину экспортной альтернативы.
Несколько упрощая, демпфер действующим образом: правительство компенсирует нефтяникам разницу между ценами внешнего рынка и условной внутренней ценой, которая в 2022 г. была повышена с 52 300 до 55 200 рублей за тонну бензина. Если цена внешнего рынка превышает условную внутреннюю, то правительство компенсирует часть разницы производителям нефтепродуктов – при обратной ситуации уже нефтяники доплачивают в бюджет.
Рост цен на сырьевых рынках в нынешнем году благоволил нефтяникам: если за весь 2021 г. они получили из федерального бюджета 675 млрд руб., то по итогам первых девяти месяцев 2022 г. объем выплат по демпферу достиг 1 840 млрд руб., согласно данным Минфина. При этом, несмотря на снижение цен в оптовом сегменте, розничная стоимость топлива почти не меняется: под данным ЦДУ ТЭК, средняя оптовая цена бензина АИ-92 в период с марта по сентябрь 2021 г. упала на 6%, тогда как в рознице снижение цен составило лишь 1%.
Эмбарго ЕС ударит по экспорту нефтепродуктов, который, к тому же, в бензиновом сегменте никогда не был значимым: например, в 2021 г. на долю экспорта приходилось лишь 10% от его производства (4 млн т из 40,8 млн т). Несколько иная картина характерна для дизельного топлива (ДТ), в производстве которого в 2021 г. доля экспорта составила 50% (40,3 млн т из 80,3 млн т). При этом для производителей ДТ важную роль играет европейский рынок: по данным ФТС, в 2021 г. на долю ЕС и Великобритании пришлось 79% экспорта летнего ДТ из России (24,1 млн т из 30,7 млн т). Однако невозможность поставок в ЕС приведет к сильному профициту на внутреннем рынке ДТ, что само по себе будет давить на цены и дополнительно обессмыслит демпфер.
Эмбарго ЕС на импорт нефтепродуктов из России, которое вступит в силу в феврале 2023 г., ставит под вопрос целесообразность демпфирующего механизма, который призван компенсировать величину экспортной альтернативы.
Несколько упрощая, демпфер действующим образом: правительство компенсирует нефтяникам разницу между ценами внешнего рынка и условной внутренней ценой, которая в 2022 г. была повышена с 52 300 до 55 200 рублей за тонну бензина. Если цена внешнего рынка превышает условную внутреннюю, то правительство компенсирует часть разницы производителям нефтепродуктов – при обратной ситуации уже нефтяники доплачивают в бюджет.
Рост цен на сырьевых рынках в нынешнем году благоволил нефтяникам: если за весь 2021 г. они получили из федерального бюджета 675 млрд руб., то по итогам первых девяти месяцев 2022 г. объем выплат по демпферу достиг 1 840 млрд руб., согласно данным Минфина. При этом, несмотря на снижение цен в оптовом сегменте, розничная стоимость топлива почти не меняется: под данным ЦДУ ТЭК, средняя оптовая цена бензина АИ-92 в период с марта по сентябрь 2021 г. упала на 6%, тогда как в рознице снижение цен составило лишь 1%.
Эмбарго ЕС ударит по экспорту нефтепродуктов, который, к тому же, в бензиновом сегменте никогда не был значимым: например, в 2021 г. на долю экспорта приходилось лишь 10% от его производства (4 млн т из 40,8 млн т). Несколько иная картина характерна для дизельного топлива (ДТ), в производстве которого в 2021 г. доля экспорта составила 50% (40,3 млн т из 80,3 млн т). При этом для производителей ДТ важную роль играет европейский рынок: по данным ФТС, в 2021 г. на долю ЕС и Великобритании пришлось 79% экспорта летнего ДТ из России (24,1 млн т из 30,7 млн т). Однако невозможность поставок в ЕС приведет к сильному профициту на внутреннем рынке ДТ, что само по себе будет давить на цены и дополнительно обессмыслит демпфер.
Для снижения топливных цен нужно сокращать акцизы и повышать биржевые нормативы
Из-за потери смысла в демпфирующем механизме правительству придется искать новые инструменты для снижения топливных цен. Набор таких инструментов, в идеале, должен отвечать трем критериям:
• Во-первых, быть простым в администрировании. Нефтепереработка в последние годы «обрастала» все большим количеством косвенных механизмов поддержки: это и обратный акциз на нефтяное сырье, и инвестиционный коэффициент, который учитывает затраты компаний на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей, и сам демпфер, параметры которого правительство неоднократно меняло с момента введения в 2018 г.;
• Во-вторых, он должен решить проблему роста цен в рознице. Как уже упоминалось выше, снижение цен в оптовом сегменте, происходящее под влиянием сокращения топливного спроса, пока что не приводит к удешевлению топлива в рознице. Новый механизм должен стимулировать компании к снижению цен на АЗС без административного принуждения.
• Наконец, в -третьих, новый механизм не должен нуждаться в постоянной корректировке: он должен носить долговременный характер и при этом содержать автоматические механизмы «подстройки», не требующие специального законодательного регулирования.
И здесь напрашиваются три решения:
• Более чем двукратное сокращение акцизов – до уровня 2015 г., когда акциз на бензин 5 класса составлял 5 530 рублей за тонну (против нынешних 13 793 руб./т), а акциз на ДТ 5 класса – 3 450 руб./т (против 9 556 руб./т). При этом акцизы должны будут ежегодно индексироваться по инфляции;
• Полный отказ от демпфера, который теряет смысл в условиях эмбарго ЕС, а также ликвидация некоторых компенсаторных механизмов, которые действуют в нефтепереработке: в их числе – инвестиционный коэффициент, вычеты по которому в 2021 г. составили 49 млрд руб. Такой шаг позволит минимизировать потери Минфин из-за снижения акцизов, часть поступлений по которым направляется в федеральный бюджет;
• Увеличение норматива биржевых продаж – с нынешних 12% для бензина и 8,5% для ДТ до 25% (по крайней мере, для НПЗ, расположенных в европейской части России). Это увеличит доступ к сырью для независимых АЗС, из-за чего у АЗС крупных компаний будет меньше возможностей для взвинчивания цен без угрозы потери рынка.
Из-за потери смысла в демпфирующем механизме правительству придется искать новые инструменты для снижения топливных цен. Набор таких инструментов, в идеале, должен отвечать трем критериям:
• Во-первых, быть простым в администрировании. Нефтепереработка в последние годы «обрастала» все большим количеством косвенных механизмов поддержки: это и обратный акциз на нефтяное сырье, и инвестиционный коэффициент, который учитывает затраты компаний на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей, и сам демпфер, параметры которого правительство неоднократно меняло с момента введения в 2018 г.;
• Во-вторых, он должен решить проблему роста цен в рознице. Как уже упоминалось выше, снижение цен в оптовом сегменте, происходящее под влиянием сокращения топливного спроса, пока что не приводит к удешевлению топлива в рознице. Новый механизм должен стимулировать компании к снижению цен на АЗС без административного принуждения.
• Наконец, в -третьих, новый механизм не должен нуждаться в постоянной корректировке: он должен носить долговременный характер и при этом содержать автоматические механизмы «подстройки», не требующие специального законодательного регулирования.
И здесь напрашиваются три решения:
• Более чем двукратное сокращение акцизов – до уровня 2015 г., когда акциз на бензин 5 класса составлял 5 530 рублей за тонну (против нынешних 13 793 руб./т), а акциз на ДТ 5 класса – 3 450 руб./т (против 9 556 руб./т). При этом акцизы должны будут ежегодно индексироваться по инфляции;
• Полный отказ от демпфера, который теряет смысл в условиях эмбарго ЕС, а также ликвидация некоторых компенсаторных механизмов, которые действуют в нефтепереработке: в их числе – инвестиционный коэффициент, вычеты по которому в 2021 г. составили 49 млрд руб. Такой шаг позволит минимизировать потери Минфин из-за снижения акцизов, часть поступлений по которым направляется в федеральный бюджет;
• Увеличение норматива биржевых продаж – с нынешних 12% для бензина и 8,5% для ДТ до 25% (по крайней мере, для НПЗ, расположенных в европейской части России). Это увеличит доступ к сырью для независимых АЗС, из-за чего у АЗС крупных компаний будет меньше возможностей для взвинчивания цен без угрозы потери рынка.
НДД и льготы по НДПИ на нефть необходимо заменить счетным налогом на добычу
Поступления по налогу на дополнительный доход (НДД) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. достигли 1 374 млрд руб., превысив объем поступлений за весь 2021 г. (1 009 млрд руб.).
Однако при этом в период со II по III квартал 2022 г. сборы по НДД снизились вдвое – с 800 млрд руб. до 350 млрд руб. согласно данным Минфина. Для сравнения: сборы по НДПИ на нефть за тот же период снизились на 27% (до 1 921 млрд руб.).
В отличие от НДПИ на нефть, НДД рассчитывается не от объемов добытого сырья, а от прибыли от его реализации. Внедрение НДД в 2019 г., де-факто, было частью налогового компромисса между нефтяниками и регуляторами. Правительство тогда начинало налоговый маневр, который предполагал поэтапное обнуление экспортных пошлин на нефть в обмен на пропорциональное повышение НДПИ: по оценке Минфина, благодаря расширению налоговой базы это должно было дополнительно принести в бюджет не менее 1 трлн руб.
При этом к началу налогового маневра НДПИ стал сильно «завязан» на механизм налоговых льгот: по оценке Минфина, доля льготируемой добычи выросла с 26,7% в 2013 до 46,7% в 2019 гг. Внедрение НДД позволяло Минфину частично решить проблему «разбухания» льгот, а нефтяникам – получить возможность использовать облегченный налоговый режим на четырех категориях месторождений (в том числе, на месторождениях Восточной Сибири с выработанностью не более чем 5%) без «выбивания» новых льгот из Минфина. Однако это не отменило ключевого недостатка НДД: этот налог создает стимулы для наращивания операционных расходов, величина которых прямо влияет на налоговую базу.
Выходом мог бы стать отказ от НДД и отмена института налоговых льгот, одновременно с переходом на счетную модель НДПИ: такая модель должна учитывать свойства добываемого сырья (плотность, вязкость, содержание серы и парафинов), регион (Арктика, Поволжье, Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Сахалин) и вид добычи (наземная, морская), а также выработанность месторождений, уровень развития инфраструктуры и удаленность от магистральных трубопроводов. Эти данные содержатся в лицензиях на месторождения, которые достаточно сделать публичными. Учитывая сравнительно малое количество действующих количество месторождений (2 700), такая реформа точно не будет сложнее перехода на автоматизированную систему «ЕГАИС лес», в которой с 2015 г. контролируются все сделки с древесиной в России.
Поступления по налогу на дополнительный доход (НДД) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. достигли 1 374 млрд руб., превысив объем поступлений за весь 2021 г. (1 009 млрд руб.).
Однако при этом в период со II по III квартал 2022 г. сборы по НДД снизились вдвое – с 800 млрд руб. до 350 млрд руб. согласно данным Минфина. Для сравнения: сборы по НДПИ на нефть за тот же период снизились на 27% (до 1 921 млрд руб.).
В отличие от НДПИ на нефть, НДД рассчитывается не от объемов добытого сырья, а от прибыли от его реализации. Внедрение НДД в 2019 г., де-факто, было частью налогового компромисса между нефтяниками и регуляторами. Правительство тогда начинало налоговый маневр, который предполагал поэтапное обнуление экспортных пошлин на нефть в обмен на пропорциональное повышение НДПИ: по оценке Минфина, благодаря расширению налоговой базы это должно было дополнительно принести в бюджет не менее 1 трлн руб.
При этом к началу налогового маневра НДПИ стал сильно «завязан» на механизм налоговых льгот: по оценке Минфина, доля льготируемой добычи выросла с 26,7% в 2013 до 46,7% в 2019 гг. Внедрение НДД позволяло Минфину частично решить проблему «разбухания» льгот, а нефтяникам – получить возможность использовать облегченный налоговый режим на четырех категориях месторождений (в том числе, на месторождениях Восточной Сибири с выработанностью не более чем 5%) без «выбивания» новых льгот из Минфина. Однако это не отменило ключевого недостатка НДД: этот налог создает стимулы для наращивания операционных расходов, величина которых прямо влияет на налоговую базу.
Выходом мог бы стать отказ от НДД и отмена института налоговых льгот, одновременно с переходом на счетную модель НДПИ: такая модель должна учитывать свойства добываемого сырья (плотность, вязкость, содержание серы и парафинов), регион (Арктика, Поволжье, Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Сахалин) и вид добычи (наземная, морская), а также выработанность месторождений, уровень развития инфраструктуры и удаленность от магистральных трубопроводов. Эти данные содержатся в лицензиях на месторождения, которые достаточно сделать публичными. Учитывая сравнительно малое количество действующих количество месторождений (2 700), такая реформа точно не будет сложнее перехода на автоматизированную систему «ЕГАИС лес», в которой с 2015 г. контролируются все сделки с древесиной в России.
«Северным потокам» потребуется замена из-за коррозии на сварочных швах
Аварии на двух нитках «Северного потока-1» и одной из веток «Северного потока-2», которая не использовалась для поставок газа в Европу из-за санкций США, привели к дополнительному сокращению экспорта «Газпрома» в ЕС: если за первые 30 дней августа 2022 г. его среднесуточный объем составлял 119 млн кубических метров, то в период с 31 августа по 25 сентября (после начала плановой профилактики на «Северном потоке-1») он сократился до 82 млн куб. м/сут., а с 26 сентября по 5 октября (уже после инцидентов в Балтийском море) – до 73 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской ассоциации газотранспортных систем (ENTSOG).
По оценке компании Blueye Robotics, проводившей оценку состояния «Северного потока-1» с помощью подводного дрона, поврежденными оказались не менее 50 метров трубопровода, который в результате стал заполняться морской водой. Учитывая негативный санкционный фон, «Газпрому» вряд ли удастся в ближайшее время нанять суда-трубоукладчики для проведения ремонтных работ. Поэтому через два-три месяца сварочные швы поврежденных ниток начнут покрываться коррозией: швы, в отличие от основной части трубопровода, не оснащены специальным защитным покрытием, из-за чего даже в случае восстановления 50-метрового участка, газопровод все равно будет непригоден для эксплуатации.
Поэтому трем из четырех ниток «Северных потоков» потребуется повторная укладка по морскому дну. В противном случае будут обесценены инвестиции не только в строительство Nord Stream 1 и Nord Stream 2, которые оценивались в не менее чем 7,4 млрд и 9,5 млрд евро соответственно, но и в сооружение подводящих веток, предназначенных для транспортировки газа с Ямала:
• Две нитки газопровода «Бованенково – Ухта» (из Ямала в республику Коми), общая стоимость которых составляла 990 млрд руб. в ценах 2008 г.;
• Две нитки газопровода «Ухта – Грязовец» (из республики Коми в Вологодскую область), общая стоимость которых составляла 449 млрд руб. в ценах 2010-2011 гг.;
• Газопровод из Грязовца к компрессорной станции (КС) Славянская в Ленинградской области;
• 4 нитки газопровода от КС Славянская до береговой линии Балтийского моря;
• Непосредственно сама КС Славянская той же мощностью, что и все 4 нитки «Северного потока-1» и «Северного потока-2» (55 млрд куб. м в год).
Как видно, строительство газопровода «Бованенково – Ухта» и «Ухта – Грязовец» обошлось не менее чем 1,35 трлн руб., превысив стоимость «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ поставляется в Китай. Если три из четырех ниток «Северных потоков» не будут восстановлены, а Nord Stream 2 не выведен из-под санкций, эти инвестиций будут закопаны в землю.
Аварии на двух нитках «Северного потока-1» и одной из веток «Северного потока-2», которая не использовалась для поставок газа в Европу из-за санкций США, привели к дополнительному сокращению экспорта «Газпрома» в ЕС: если за первые 30 дней августа 2022 г. его среднесуточный объем составлял 119 млн кубических метров, то в период с 31 августа по 25 сентября (после начала плановой профилактики на «Северном потоке-1») он сократился до 82 млн куб. м/сут., а с 26 сентября по 5 октября (уже после инцидентов в Балтийском море) – до 73 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской ассоциации газотранспортных систем (ENTSOG).
По оценке компании Blueye Robotics, проводившей оценку состояния «Северного потока-1» с помощью подводного дрона, поврежденными оказались не менее 50 метров трубопровода, который в результате стал заполняться морской водой. Учитывая негативный санкционный фон, «Газпрому» вряд ли удастся в ближайшее время нанять суда-трубоукладчики для проведения ремонтных работ. Поэтому через два-три месяца сварочные швы поврежденных ниток начнут покрываться коррозией: швы, в отличие от основной части трубопровода, не оснащены специальным защитным покрытием, из-за чего даже в случае восстановления 50-метрового участка, газопровод все равно будет непригоден для эксплуатации.
Поэтому трем из четырех ниток «Северных потоков» потребуется повторная укладка по морскому дну. В противном случае будут обесценены инвестиции не только в строительство Nord Stream 1 и Nord Stream 2, которые оценивались в не менее чем 7,4 млрд и 9,5 млрд евро соответственно, но и в сооружение подводящих веток, предназначенных для транспортировки газа с Ямала:
• Две нитки газопровода «Бованенково – Ухта» (из Ямала в республику Коми), общая стоимость которых составляла 990 млрд руб. в ценах 2008 г.;
• Две нитки газопровода «Ухта – Грязовец» (из республики Коми в Вологодскую область), общая стоимость которых составляла 449 млрд руб. в ценах 2010-2011 гг.;
• Газопровод из Грязовца к компрессорной станции (КС) Славянская в Ленинградской области;
• 4 нитки газопровода от КС Славянская до береговой линии Балтийского моря;
• Непосредственно сама КС Славянская той же мощностью, что и все 4 нитки «Северного потока-1» и «Северного потока-2» (55 млрд куб. м в год).
Как видно, строительство газопровода «Бованенково – Ухта» и «Ухта – Грязовец» обошлось не менее чем 1,35 трлн руб., превысив стоимость «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ поставляется в Китай. Если три из четырех ниток «Северных потоков» не будут восстановлены, а Nord Stream 2 не выведен из-под санкций, эти инвестиций будут закопаны в землю.
Спад добычи угля в Кузбассе достиг 10%
Добыча угля в Кузбассе – крупнейшем угольном бассейне России – снизилась в августе 2022 г. на 10,4% в годовом выражении (на 2,1 млн т, до 18,2 млн т). Падение добычи по итогам первых восьми месяцев 2022 г. составило 9,1%: если с января по август 2021 г. в Кузбассе было добыто 157,2 млн т угля, то за аналогичный период 2022 г. – 142,9 млн т.
Одним из главных драйверов спада угледобычи стало эмбарго ЕС, которое вступило в силу августе 2022 г. Угледобыча – экспортоориентированная отрасль: доля экспорта в структуре добычи в 2021 г. достигла 51%. Поэтому для российских производителей будет чувствительной потеря европейского рынка, даже с учетом энергоперехода, из-за которого выработка на угольных электростанциях в ЕС в период с 2015 по 2021 гг. снизилась на 40%. Тем долее что к эмбарго ЕС фактически присоединились Великобритания, объявившая весной о намерении отказаться от российского сырья, и Норвегия, запретившая судозаходы российских танкеров.
Доля ЕС, Великобритании и Норвегии в 2021 г. в экспорте бурого и каменного энергетического угля из России в 2021 г. составила 25% (47,2 млн т из 191,4 млн т, согласно данным Федеральной таможенной службы). Чуть менее значимым европейский рынок является для производителей коксующегося угля: доля ЕС и Великобритании (без учета Норвегии, не импортировавшей коксующийся уголь из РФ) в экспорте этого сырья в 2021 г. достигла 11% (3,4 млн т из 31,8 млн т). Однако на долю коксующегося угля в 2021 г. пришлось лишь 14% российского угольного экспорта, поэтому ситуация в этом сегменте несильно влияет на общее положение отрасли.
Переориентация поставок в Азию осложнена высокой удаленностью Кузбасса от экспортных портов на Дальнем Востоке (Владивосток, Ванино, Восточный, Находка). Наличие высокого логистического плеча дополняется отсутствием гарантированного доступа к инфраструктуре Восточного полигона (Транссибирской и Байкало-Амурской ж/д магистралей), где весной 2022 г. были отменены Правила недискриминационного доступа (ПНД). В результате РЖД теперь самостоятельно определяет, какие грузы являются приоритетными, и здесь ключевую роль играет низкая маржинальность перевозки угля: доходная ставка РЖД при экспорте угля в 2021 г. составляла 195 копеек на 10 тонно-километров, что кратно ниже аналогичного показателя для черных металлов (687 коп./10 т-км), а нефти и нефтепродуктов (805 коп./10 т-км). Наряду с грядущим повышением налогов на отрасль, это обернется усилением спада угледобычи в 2023 г.
Добыча угля в Кузбассе – крупнейшем угольном бассейне России – снизилась в августе 2022 г. на 10,4% в годовом выражении (на 2,1 млн т, до 18,2 млн т). Падение добычи по итогам первых восьми месяцев 2022 г. составило 9,1%: если с января по август 2021 г. в Кузбассе было добыто 157,2 млн т угля, то за аналогичный период 2022 г. – 142,9 млн т.
Одним из главных драйверов спада угледобычи стало эмбарго ЕС, которое вступило в силу августе 2022 г. Угледобыча – экспортоориентированная отрасль: доля экспорта в структуре добычи в 2021 г. достигла 51%. Поэтому для российских производителей будет чувствительной потеря европейского рынка, даже с учетом энергоперехода, из-за которого выработка на угольных электростанциях в ЕС в период с 2015 по 2021 гг. снизилась на 40%. Тем долее что к эмбарго ЕС фактически присоединились Великобритания, объявившая весной о намерении отказаться от российского сырья, и Норвегия, запретившая судозаходы российских танкеров.
Доля ЕС, Великобритании и Норвегии в 2021 г. в экспорте бурого и каменного энергетического угля из России в 2021 г. составила 25% (47,2 млн т из 191,4 млн т, согласно данным Федеральной таможенной службы). Чуть менее значимым европейский рынок является для производителей коксующегося угля: доля ЕС и Великобритании (без учета Норвегии, не импортировавшей коксующийся уголь из РФ) в экспорте этого сырья в 2021 г. достигла 11% (3,4 млн т из 31,8 млн т). Однако на долю коксующегося угля в 2021 г. пришлось лишь 14% российского угольного экспорта, поэтому ситуация в этом сегменте несильно влияет на общее положение отрасли.
Переориентация поставок в Азию осложнена высокой удаленностью Кузбасса от экспортных портов на Дальнем Востоке (Владивосток, Ванино, Восточный, Находка). Наличие высокого логистического плеча дополняется отсутствием гарантированного доступа к инфраструктуре Восточного полигона (Транссибирской и Байкало-Амурской ж/д магистралей), где весной 2022 г. были отменены Правила недискриминационного доступа (ПНД). В результате РЖД теперь самостоятельно определяет, какие грузы являются приоритетными, и здесь ключевую роль играет низкая маржинальность перевозки угля: доходная ставка РЖД при экспорте угля в 2021 г. составляла 195 копеек на 10 тонно-километров, что кратно ниже аналогичного показателя для черных металлов (687 коп./10 т-км), а нефти и нефтепродуктов (805 коп./10 т-км). Наряду с грядущим повышением налогов на отрасль, это обернется усилением спада угледобычи в 2023 г.
Коммерсантъ
На уголь еще навалят
Правительство повысит НДПИ для отрасли
Китай в первой половине года обеспечил 75% глобального ввода прибрежных ВЭС
Китай в первой половине нынешнего года обеспечил 75% общемирового ввода прибрежных ветроэлектростанций (ВЭС), следует из отчета World Forum Offshore Wind: если в КНР в период с января по июнь 2022 г. было подключено к общей сети 5,1 гигаватт (ГВт) прибрежных ВЭС, то по всему остальному миру – «лишь» 1,7 ГВт.
Всего в Китае за первую половину года было введено в строй 25 прибрежных ВЭС, тогда как во всех других странах – 8, из них 5 пришлись на Вьетнам, а остальные 3 – на Великобританию, Италию и Южную Корею. Общемировая мощность действующих надводных ВЭС к началу июля достигла 54,9 ГВт, из которых 45% (24,9 ГВт) приходится на Китай; количество действующих надводных ВЭС достигло 248, из которых 134 расположены в Азии, 112 – в Европе и еще 2 – в США.
Схожее соотношение характерно и для сегмента строящихся надводных ВЭС: к июлю 2022 г. на стадии строительства в мире в целом находилось 11,9 ГВт мощностей, из них 50% (5,9 ГВт) приходилось на Китай, Тайвань, Японию и Вьетнам, а остальные 50% (6 ГВт) – на страны Европы, в том числе Нидерланды, Великобританию, Францию, Германию и Норвегию. Число строящихся надводных ветрокомплексов достигло 29: из них 17 расположены в Китае, Тайване, Японии и Вьетнаме, а 12 – в странах Европы.
Доминирование Китая в морской ветроэнергетике отчасти связано с эффектом так называемых «зеленых» тарифов (feed-in-tariffs), которые до недавнего времени обеспечивали поставщикам «чистой» энергии гарантии подключения к общей сети, покупку всего объема произведенной электроэнергии, а также выплату фиксированной надбавки к операционным издержкам. Однако с ноября 2021 г. Китай приостановил выдачу «зеленых» тарифов для еще не реализованных проектов, в том числе из-за наличия рыночных преимуществ в возобновляемой энергетике.
Китай в первой половине нынешнего года обеспечил 75% общемирового ввода прибрежных ветроэлектростанций (ВЭС), следует из отчета World Forum Offshore Wind: если в КНР в период с января по июнь 2022 г. было подключено к общей сети 5,1 гигаватт (ГВт) прибрежных ВЭС, то по всему остальному миру – «лишь» 1,7 ГВт.
Всего в Китае за первую половину года было введено в строй 25 прибрежных ВЭС, тогда как во всех других странах – 8, из них 5 пришлись на Вьетнам, а остальные 3 – на Великобританию, Италию и Южную Корею. Общемировая мощность действующих надводных ВЭС к началу июля достигла 54,9 ГВт, из которых 45% (24,9 ГВт) приходится на Китай; количество действующих надводных ВЭС достигло 248, из которых 134 расположены в Азии, 112 – в Европе и еще 2 – в США.
Схожее соотношение характерно и для сегмента строящихся надводных ВЭС: к июлю 2022 г. на стадии строительства в мире в целом находилось 11,9 ГВт мощностей, из них 50% (5,9 ГВт) приходилось на Китай, Тайвань, Японию и Вьетнам, а остальные 50% (6 ГВт) – на страны Европы, в том числе Нидерланды, Великобританию, Францию, Германию и Норвегию. Число строящихся надводных ветрокомплексов достигло 29: из них 17 расположены в Китае, Тайване, Японии и Вьетнаме, а 12 – в странах Европы.
Доминирование Китая в морской ветроэнергетике отчасти связано с эффектом так называемых «зеленых» тарифов (feed-in-tariffs), которые до недавнего времени обеспечивали поставщикам «чистой» энергии гарантии подключения к общей сети, покупку всего объема произведенной электроэнергии, а также выплату фиксированной надбавки к операционным издержкам. Однако с ноября 2021 г. Китай приостановил выдачу «зеленых» тарифов для еще не реализованных проектов, в том числе из-за наличия рыночных преимуществ в возобновляемой энергетике.
Отмена «зеленых» тарифов не пошатнет лидерство Китая в солнечной энергетике
Отказ Китая от «зеленых» тарифов, упомянутый выше, вряд ли поколеблет его лидерство в солнечной энергетике: в 2021 г. на долю КНР пришлось 40% общемирового ввода фотоэлектрических панелей (53 ГВт из 133 ГВт), согласно данным исследовательского центра Ember. Для сравнения: доля ЕС и Великобритании в 2021 г. составила 16% (22 ГВт).
Залогом конкурентоспособности Китая остается наличие собственной сырьевой базы, удешевляющей выпуск солнечных батарей: КНР является мировым лидером по производству кремния, занимая при этом второе место по добыче серебра, т.е. компонентов, которые используются в производстве фотоэлектрических панелей. Это косвенно подтверждают оценки Международного энергетического агентства (МЭА), согласно которым в 2020 г. удельная стоимость строительства солнечных электростанций в КНР ($650 на киловатт кВт мощности) была на 60% ниже, чем Соединенные Штаты ($1 100 на киловатт), которые по производству кремния и серебра занимали в 2021 г. пятое и девятое общемировое место соответственно.
При этом в ближайшие годы удельные капитальные издержки будут снижаться благодаря инновациям в солнечной энергетике. Пример тому – французский стартап Rosi Solar, который в начале нынешнего года предложил применять высокотемпературный пиролиз для «отслоения» серебра и кремния от солнечных ячеек, что откроет возможности для повторного использования этих материалов при производстве фотоэлектрических панелей. В свою очередь, австралийская компания SunDrive нашла способ использования меди вместо серебра в качестве проводника электрического тока: учитывая более почти 80-кратную десятикратную разницу в стоимости этих металлов, коммерциализация технологии, позволяющей наносить медь на кремниевые пластины, может сделать солнечную энергетику еще более доступной.
Отказ Китая от «зеленых» тарифов, упомянутый выше, вряд ли поколеблет его лидерство в солнечной энергетике: в 2021 г. на долю КНР пришлось 40% общемирового ввода фотоэлектрических панелей (53 ГВт из 133 ГВт), согласно данным исследовательского центра Ember. Для сравнения: доля ЕС и Великобритании в 2021 г. составила 16% (22 ГВт).
Залогом конкурентоспособности Китая остается наличие собственной сырьевой базы, удешевляющей выпуск солнечных батарей: КНР является мировым лидером по производству кремния, занимая при этом второе место по добыче серебра, т.е. компонентов, которые используются в производстве фотоэлектрических панелей. Это косвенно подтверждают оценки Международного энергетического агентства (МЭА), согласно которым в 2020 г. удельная стоимость строительства солнечных электростанций в КНР ($650 на киловатт кВт мощности) была на 60% ниже, чем Соединенные Штаты ($1 100 на киловатт), которые по производству кремния и серебра занимали в 2021 г. пятое и девятое общемировое место соответственно.
При этом в ближайшие годы удельные капитальные издержки будут снижаться благодаря инновациям в солнечной энергетике. Пример тому – французский стартап Rosi Solar, который в начале нынешнего года предложил применять высокотемпературный пиролиз для «отслоения» серебра и кремния от солнечных ячеек, что откроет возможности для повторного использования этих материалов при производстве фотоэлектрических панелей. В свою очередь, австралийская компания SunDrive нашла способ использования меди вместо серебра в качестве проводника электрического тока: учитывая более почти 80-кратную десятикратную разницу в стоимости этих металлов, коммерциализация технологии, позволяющей наносить медь на кремниевые пластины, может сделать солнечную энергетику еще более доступной.
Газовые войны привели к буму строительства СПГ-терминалов в Европе
Скопление у берегов Испании и Португалии танкеров с сжиженным природным газом (СПГ), которые не могут разгрузиться из-за отсутствия свободной принимающей инфраструктуры, породило волну сообщений о дефиците мощностей по регазификации СПГ в Европе. Однако в ближайшие годы эта проблема может быть решена за счет новых инфраструктурных проектов.
По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в Европейском Союзе (без учета Норвегии и Великобритании) действовало 29 терминалов по регазификации СПГ общей мощностью 163,1 млрд куб. м в год: из них 6 приходились на Испанию (общей мощностью в 60 млрд куб. м в год), 5 – на Италию (на 17,4 млрд куб. м в год), 4 – на Францию (на 34,8 млрд куб. м), а 14 – на все прочие страны ЕС. Для сравнения: объем импорта СПГ в ЕС в период с 1 октября 2021 г. по 30 сентября 2022 г. достиг 93 млрд куб. м, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом в одних странах не хватает мощностей для приема СПГ в периоды пикового спроса (как это видно на примере Испании и Португалии), а в других – терминалы полностью отсутствуют (как в Германии, где нет ни одного терминала по регазификации СПГ).
Однако уже в ближайшие годы количество терминалов и их общая мощность должны резко возрасти. К июлю 2022 г. в ЕС на стадии строительства находилось 8 терминалов общей мощностью 32,1 млрд куб. м в год, на предынвестиционной стадии – еще 31 терминал на 173,8 млрд куб. м в год. Крупнейшей страной-оператором таких проектов является Германия, где в фазе строительства находится 1 терминал на 7,5 млрд куб. м в год, а на предынвестиционной стадии – еще 7 терминалов на 58,8 млрд куб. м в год. Среди других стран наибольшее число новых проектов расположено в Бельгии, где сейчас строится 2 терминала на 8,2 млрд куб. м в год, а также в Ирландии, Греции и Италии, где на предынвестиционной стадии находятся по 4 проекта мощностью 10,7 млрд куб. м, 20 млрд куб. м и 24,9 млрд куб. м в год соответственно.
Скопление у берегов Испании и Португалии танкеров с сжиженным природным газом (СПГ), которые не могут разгрузиться из-за отсутствия свободной принимающей инфраструктуры, породило волну сообщений о дефиците мощностей по регазификации СПГ в Европе. Однако в ближайшие годы эта проблема может быть решена за счет новых инфраструктурных проектов.
По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в Европейском Союзе (без учета Норвегии и Великобритании) действовало 29 терминалов по регазификации СПГ общей мощностью 163,1 млрд куб. м в год: из них 6 приходились на Испанию (общей мощностью в 60 млрд куб. м в год), 5 – на Италию (на 17,4 млрд куб. м в год), 4 – на Францию (на 34,8 млрд куб. м), а 14 – на все прочие страны ЕС. Для сравнения: объем импорта СПГ в ЕС в период с 1 октября 2021 г. по 30 сентября 2022 г. достиг 93 млрд куб. м, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом в одних странах не хватает мощностей для приема СПГ в периоды пикового спроса (как это видно на примере Испании и Португалии), а в других – терминалы полностью отсутствуют (как в Германии, где нет ни одного терминала по регазификации СПГ).
Однако уже в ближайшие годы количество терминалов и их общая мощность должны резко возрасти. К июлю 2022 г. в ЕС на стадии строительства находилось 8 терминалов общей мощностью 32,1 млрд куб. м в год, на предынвестиционной стадии – еще 31 терминал на 173,8 млрд куб. м в год. Крупнейшей страной-оператором таких проектов является Германия, где в фазе строительства находится 1 терминал на 7,5 млрд куб. м в год, а на предынвестиционной стадии – еще 7 терминалов на 58,8 млрд куб. м в год. Среди других стран наибольшее число новых проектов расположено в Бельгии, где сейчас строится 2 терминала на 8,2 млрд куб. м в год, а также в Ирландии, Греции и Италии, где на предынвестиционной стадии находятся по 4 проекта мощностью 10,7 млрд куб. м, 20 млрд куб. м и 24,9 млрд куб. м в год соответственно.
Ренессанс угля в Европе на поверку является лебединой песней
Выработка электроэнергии из угля в Европейском Союзе (ЕС) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 13% в сравнении с аналогичным периодом 2021 г., до 322 тераватт-часов (ТВт*Ч), а доля угля в структуре генерации увеличилась с 15% до 17%.
Угольная генерация в ЕС тем самым второй год подряд демонстрирует двузначный прирост: объем выработки из угля в 2021 г. в ЕС увеличился на 20% (до 436 ТВтЧ), а доля угля в структуре генерации выросла с 13% до 15%. Однако оба этих показателя все равно сильно уступали уровню 2015 г., когда выработка из угля в абсолютном выражении составила 705 ТВтЧ, а ее доля в структуре генерации – 25%. Причина тому – вывод угольных электростанций из эксплуатации, который ускорился в ЕС во второй половине 2010-х: если в период с 2010 по 2015 гг. мощность действующих электростанций в Великобритании и нынешних странах ЕС снизилась на 22 ГВт, то в период с 2016 по 2021 гг. – на 53 ГВт, согласно данным исследовательского центра Ember.
Соответственно, если в 2015 г. мощность угольных электростанций в ЕС и Великобритании составляла 170 ГВт, то в 2021 г. – лишь 117 ГВт. Как следствие, для восстановления прежних позиций угля в европейской электроэнергетике нет необходимых генерирующих мощностей. Поэтому нынешний двузначный прирост угольной генерации – лишь результат более высокой загрузки мощностей, которые еще остались в строю. При этом энергокризис не заставил страны ЕС отказаться от намеченного плана по полному отказу от угольной генерации: Португалия пошла на этот шаг в, последовав примеру Бельгии (2016), Австрии и Швеции (2020); до 2025 г. полностью отказаться от угля в электроэнергетике собираются Франция, Великобритания, Италия и Ирландия, а до 2030 г. – Греция, Финляндия, Нидерланды, Дания, Венгрия и Словакия.
Выработка электроэнергии из угля в Европейском Союзе (ЕС) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 13% в сравнении с аналогичным периодом 2021 г., до 322 тераватт-часов (ТВт*Ч), а доля угля в структуре генерации увеличилась с 15% до 17%.
Угольная генерация в ЕС тем самым второй год подряд демонстрирует двузначный прирост: объем выработки из угля в 2021 г. в ЕС увеличился на 20% (до 436 ТВтЧ), а доля угля в структуре генерации выросла с 13% до 15%. Однако оба этих показателя все равно сильно уступали уровню 2015 г., когда выработка из угля в абсолютном выражении составила 705 ТВтЧ, а ее доля в структуре генерации – 25%. Причина тому – вывод угольных электростанций из эксплуатации, который ускорился в ЕС во второй половине 2010-х: если в период с 2010 по 2015 гг. мощность действующих электростанций в Великобритании и нынешних странах ЕС снизилась на 22 ГВт, то в период с 2016 по 2021 гг. – на 53 ГВт, согласно данным исследовательского центра Ember.
Соответственно, если в 2015 г. мощность угольных электростанций в ЕС и Великобритании составляла 170 ГВт, то в 2021 г. – лишь 117 ГВт. Как следствие, для восстановления прежних позиций угля в европейской электроэнергетике нет необходимых генерирующих мощностей. Поэтому нынешний двузначный прирост угольной генерации – лишь результат более высокой загрузки мощностей, которые еще остались в строю. При этом энергокризис не заставил страны ЕС отказаться от намеченного плана по полному отказу от угольной генерации: Португалия пошла на этот шаг в, последовав примеру Бельгии (2016), Австрии и Швеции (2020); до 2025 г. полностью отказаться от угля в электроэнергетике собираются Франция, Великобритания, Италия и Ирландия, а до 2030 г. – Греция, Финляндия, Нидерланды, Дания, Венгрия и Словакия.
Дефицит сырья не привел к сокращению газовой генерации в ЕС
Выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 8%, до 382 тераватт-часов (ТВт/Ч), следует из оперативных данных исследовательского центра Ember. Доля газа в структуре генерации выросла за этот период с 18% до 20%.
Приросту газовой генерации способствовало увеличение импорта сжиженного природного газа (СПГ): поставки СПГ с регазификационных терминалов в трубопроводные системы стран-членов ЕС выросли с 216 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 321 млн куб. м/сут, а во II и III кварталах достигли 338 млн куб. м/сут. и 318 млн куб. м/сут. соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Как следствие, несмотря на сокращение трубопроводных поставок из России, суммарный газовый импорт в ЕС увеличился с 995 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 1 045 млн куб. м/сут. в I квартале 2022 г. и 1 055 млн куб. м/сут. во II квартале. В III квартале газовый импорт снизился на 15% (до 894 млн куб. м/сут.), однако это не обернулось сокращением темпов закачки газа в хранилища, которые к 1 октября были заполнены на 89% (против 75% годом ранее).
Правда, риски дефицита сырья могут отразиться на темпах строительства газовых электростанций в Европе, которые в последние годы и без того сильно замедлились: если в период с 2006 по 2010 гг. в ЕС и Великобритании мощность действующих газовых станций увеличилась на 52 ГВт, а в 2011-2015 гг. – на 31 ГВт, то за 2016-2020 гг. она снизилась на 0,5 ГВт. При этом к июлю 2022 г. на стадии строительства в ЕС и Великобритании находилось «лишь» 10 ГВт газовых электростанций, тогда как в Китае – 32 ГВт. Несколько иная картина характерна для тех электростанций, которые находятся на предынвестиционной стадии (54 ГВт в ЕС и Великобритании против 29 ГВт в Китае). Однако газовый кризис может вынудить пересмотреть планы те компании, которые анонсировали новые проекты и начали поиск инвесторов, но еще не приступили к строительству мощностей.
Выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 8%, до 382 тераватт-часов (ТВт/Ч), следует из оперативных данных исследовательского центра Ember. Доля газа в структуре генерации выросла за этот период с 18% до 20%.
Приросту газовой генерации способствовало увеличение импорта сжиженного природного газа (СПГ): поставки СПГ с регазификационных терминалов в трубопроводные системы стран-членов ЕС выросли с 216 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 321 млн куб. м/сут, а во II и III кварталах достигли 338 млн куб. м/сут. и 318 млн куб. м/сут. соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Как следствие, несмотря на сокращение трубопроводных поставок из России, суммарный газовый импорт в ЕС увеличился с 995 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 1 045 млн куб. м/сут. в I квартале 2022 г. и 1 055 млн куб. м/сут. во II квартале. В III квартале газовый импорт снизился на 15% (до 894 млн куб. м/сут.), однако это не обернулось сокращением темпов закачки газа в хранилища, которые к 1 октября были заполнены на 89% (против 75% годом ранее).
Правда, риски дефицита сырья могут отразиться на темпах строительства газовых электростанций в Европе, которые в последние годы и без того сильно замедлились: если в период с 2006 по 2010 гг. в ЕС и Великобритании мощность действующих газовых станций увеличилась на 52 ГВт, а в 2011-2015 гг. – на 31 ГВт, то за 2016-2020 гг. она снизилась на 0,5 ГВт. При этом к июлю 2022 г. на стадии строительства в ЕС и Великобритании находилось «лишь» 10 ГВт газовых электростанций, тогда как в Китае – 32 ГВт. Несколько иная картина характерна для тех электростанций, которые находятся на предынвестиционной стадии (54 ГВт в ЕС и Великобритании против 29 ГВт в Китае). Однако газовый кризис может вынудить пересмотреть планы те компании, которые анонсировали новые проекты и начали поиск инвесторов, но еще не приступили к строительству мощностей.
Солнечные панели стали локомотивом развития ВИЭ в Европе
Лидером по темпам прироста выработки в ЕС оказались солнечные генераторы, которые за первые девять месяцев 2022 г. нарастили производство электроэнергии на 26% в сравнении с аналогичным периодов 2021 г. (до 167 тераватт-часов – ТВт/Ч). Ключевым фактором стала загрузка станций, которые были введены в 2021 г., когда мощность солнечных панелей в ЕС увеличилась на 15%, или на 21 гигаватт (ГВт), что стало самым сильным абсолютным приростом за последние 10 лет.
▪️Фактор использования новых мощностей был главным и в ветровой энергетике: в 2021 г. установленная мощность ветрогенераторов в ЕС выросла на 6% (на 10 ГВт); во многом поэтому выработка на ветроустановках в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 12% (до 291 ТВт/Ч);
▪️Выработка на атомных электростанциях (АЭС) снизилась за тот же период на 16% (до 434 ТВт/Ч): сказался вывод трех ректоров в Германии (АЭС Гронде, АЭС Брокдорф и третий энергоблок АЭС Гундремминген), а также ремонты на французской АЭС Гравелин, второй по величине атомной электростанции в Европе: по данным энергоконцерна EDF, ремонт на ее втором блоке продолжался со 2 июля по 2 сентября 2022 г., а на пятом – с 16 апреля по 5 сентября 2022 г;
▪️Летняя засушливая погода способствовала снижению выработки на гидроэлектростанциях (на 24%, до 198 ТВт/Ч); сокращение выработки было также зафиксировано на биомассовых электростанциях (на 2%, до 88 ТВт/Ч) и всех прочих генераторах на ВИЭ (минус 5%, до 7 ТВт/Ч);
С учетом мазутных и дизельных электростанций, сокративших выработку на 7% (до 47 ТВт/Ч), объем генерации из всех источников в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. снизился на 1% (до 1 936 ТВт/Ч). Отчасти это отражает торможение в европейской экономике, происходящее под влиянием высоких энергоцен: индекс PMI Composite, отражающий сводную динамику промышленности и сферы услуг, в октябре продемонстрировал снижение в Еврозоне шестой месяц подряд, достигнув низшего уровня с ноября 2020 г. (47,1).
Лидером по темпам прироста выработки в ЕС оказались солнечные генераторы, которые за первые девять месяцев 2022 г. нарастили производство электроэнергии на 26% в сравнении с аналогичным периодов 2021 г. (до 167 тераватт-часов – ТВт/Ч). Ключевым фактором стала загрузка станций, которые были введены в 2021 г., когда мощность солнечных панелей в ЕС увеличилась на 15%, или на 21 гигаватт (ГВт), что стало самым сильным абсолютным приростом за последние 10 лет.
▪️Фактор использования новых мощностей был главным и в ветровой энергетике: в 2021 г. установленная мощность ветрогенераторов в ЕС выросла на 6% (на 10 ГВт); во многом поэтому выработка на ветроустановках в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 12% (до 291 ТВт/Ч);
▪️Выработка на атомных электростанциях (АЭС) снизилась за тот же период на 16% (до 434 ТВт/Ч): сказался вывод трех ректоров в Германии (АЭС Гронде, АЭС Брокдорф и третий энергоблок АЭС Гундремминген), а также ремонты на французской АЭС Гравелин, второй по величине атомной электростанции в Европе: по данным энергоконцерна EDF, ремонт на ее втором блоке продолжался со 2 июля по 2 сентября 2022 г., а на пятом – с 16 апреля по 5 сентября 2022 г;
▪️Летняя засушливая погода способствовала снижению выработки на гидроэлектростанциях (на 24%, до 198 ТВт/Ч); сокращение выработки было также зафиксировано на биомассовых электростанциях (на 2%, до 88 ТВт/Ч) и всех прочих генераторах на ВИЭ (минус 5%, до 7 ТВт/Ч);
С учетом мазутных и дизельных электростанций, сокративших выработку на 7% (до 47 ТВт/Ч), объем генерации из всех источников в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. снизился на 1% (до 1 936 ТВт/Ч). Отчасти это отражает торможение в европейской экономике, происходящее под влиянием высоких энергоцен: индекс PMI Composite, отражающий сводную динамику промышленности и сферы услуг, в октябре продемонстрировал снижение в Еврозоне шестой месяц подряд, достигнув низшего уровня с ноября 2020 г. (47,1).
Замедление прироста СПГ-мощностей будет оставаться риском для газовых цен
Китайские регуляторы в октябре запретили государственным компаниям-импортерам сжиженного природного газа (СПГ) перепродавать газ потребителям в Азии и Европе. Решение выглядит вполне очевидным на фоне переориентации Европы с трубопроводного газа на СПГ: если в IV квартале 2021 г. импорт СПГ в ЕС составил 14,6 млн т СПГ, то в I квартале 2022 г. – 21,3 млн т, а во II и III кварталах этот показатель достиг 22,6 млн т и 21,5 млн т соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Доля СПГ в структуре газового импорта ЕС выросла с 22% в IV квартале 2021 г. до 36% в III квартале 2022 г.
Однако переход Европы на СПГ создает риски для потребителей в других регионах мира. Во-первых, из-за межрегиональной «гонки» цен, которая уже внесла существенный вклад в беспрецедентный рост газовых котировок: если в период с 2016 по 2020 гг. средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF была почти на 45% ниже средней цены СПГ в Азии в привязкой к корзине нефтепродуктов ($186 против $326 за тыс. куб. м), то в 2021 г. они были выше на 50% ($577 против $385 за тыс. куб. м), а в первые 9 месяцев 2022 г. – более чем вдвое ($1485 против $625 за тыс. куб. м). Соответственно, для переманивания поставщиков СПГ азиатским покупателям придется дополнительно накручивать цены.
Однако для многих потребителей в Азии более высокие цены просто недоступны, из-за чего переориентация Европы на СПГ может оставить их без необходимого сырья. Проблема усугубляется торможением ввода новых СПГ-мощностей: если в 2018 г. по всему миру было введено в строй 13 очередей общей мощностью 45,6 млн т СПГ в год, а в 2019 г. – 10 очередей на 16,7 млн т СПГ в год, то в 2020-2021 гг. количество новых очередей сократилось то 7 и 5 соответственно, а их общая мощность – до 5,8 млн т и 11,9 млн т СПГ в год. Рост предложения не поспевает за увеличением спроса, что и стало одной из причин нынешнего газового кризиса.
Китайские регуляторы в октябре запретили государственным компаниям-импортерам сжиженного природного газа (СПГ) перепродавать газ потребителям в Азии и Европе. Решение выглядит вполне очевидным на фоне переориентации Европы с трубопроводного газа на СПГ: если в IV квартале 2021 г. импорт СПГ в ЕС составил 14,6 млн т СПГ, то в I квартале 2022 г. – 21,3 млн т, а во II и III кварталах этот показатель достиг 22,6 млн т и 21,5 млн т соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Доля СПГ в структуре газового импорта ЕС выросла с 22% в IV квартале 2021 г. до 36% в III квартале 2022 г.
Однако переход Европы на СПГ создает риски для потребителей в других регионах мира. Во-первых, из-за межрегиональной «гонки» цен, которая уже внесла существенный вклад в беспрецедентный рост газовых котировок: если в период с 2016 по 2020 гг. средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF была почти на 45% ниже средней цены СПГ в Азии в привязкой к корзине нефтепродуктов ($186 против $326 за тыс. куб. м), то в 2021 г. они были выше на 50% ($577 против $385 за тыс. куб. м), а в первые 9 месяцев 2022 г. – более чем вдвое ($1485 против $625 за тыс. куб. м). Соответственно, для переманивания поставщиков СПГ азиатским покупателям придется дополнительно накручивать цены.
Однако для многих потребителей в Азии более высокие цены просто недоступны, из-за чего переориентация Европы на СПГ может оставить их без необходимого сырья. Проблема усугубляется торможением ввода новых СПГ-мощностей: если в 2018 г. по всему миру было введено в строй 13 очередей общей мощностью 45,6 млн т СПГ в год, а в 2019 г. – 10 очередей на 16,7 млн т СПГ в год, то в 2020-2021 гг. количество новых очередей сократилось то 7 и 5 соответственно, а их общая мощность – до 5,8 млн т и 11,9 млн т СПГ в год. Рост предложения не поспевает за увеличением спроса, что и стало одной из причин нынешнего газового кризиса.
Азия будет оставаться драйвером газового спроса
Дискуссию вокруг расширения поставок российского газа на Восток, которая развернулась на недавней Российской энергетической неделе, было бы ошибкой сводить только к нынешней напряженности в отношениях России и Европы. Азия в ближайшие годы будет оставаться драйвером расширения спроса на газ в электроэнергетике.
☑️По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. на стадии строительства находилось 169,1 гигаватт (ГВт) газовых электростанций: из них на долю Европы приходилось лишь 6%, тогда как на долю Восточной Азии – 30%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 8% и 4% соответственно. Треть строящихся мощностей приходилась на страны Ближнего Востока, которые, впрочем, обеспечены собственным сырьем;
☑️Схожее соотношение характерно и для строящихся терминалов по регазификации СПГ: к июлю 2022 г. мощность терминалов на стадии строительства достигла 193 млн т СПГ в год, из них 16% приходилась на Европу, тогда как доля стран Восточной Азии составляла 47%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 11% и 17% соответственно. Тем самым на Азию приходится 75% потенциального прироста мирового спроса на газ.
Однако расширение поставок трубопроводного газа в Азию сопряжено либо с большими капитальными затратами, сопоставимыми с расходами на сооружение «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ экспортируется в Китай; либо с физической невозможностью поставок из-за отсутствия сухопутных границ. Поэтому единственным реалистичным решением является строительство СПГ-мощностей, даже с учетом санкций на ввоз в Россию оборудования для крупнотоннажного производства СПГ: пока что лучше ограничиться использованием российских технологий для мало- среднетоннажного производства СПГ, которые использовались на Магнитогорском СПГ и четвертой очереди проекта «Ямал СПГ». Это обеспечит постепенный рост доли России на азиатском рынке и позволит избежать затрат, которые не удастся окупить в течение десятилетий.
Дискуссию вокруг расширения поставок российского газа на Восток, которая развернулась на недавней Российской энергетической неделе, было бы ошибкой сводить только к нынешней напряженности в отношениях России и Европы. Азия в ближайшие годы будет оставаться драйвером расширения спроса на газ в электроэнергетике.
☑️По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. на стадии строительства находилось 169,1 гигаватт (ГВт) газовых электростанций: из них на долю Европы приходилось лишь 6%, тогда как на долю Восточной Азии – 30%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 8% и 4% соответственно. Треть строящихся мощностей приходилась на страны Ближнего Востока, которые, впрочем, обеспечены собственным сырьем;
☑️Схожее соотношение характерно и для строящихся терминалов по регазификации СПГ: к июлю 2022 г. мощность терминалов на стадии строительства достигла 193 млн т СПГ в год, из них 16% приходилась на Европу, тогда как доля стран Восточной Азии составляла 47%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 11% и 17% соответственно. Тем самым на Азию приходится 75% потенциального прироста мирового спроса на газ.
Однако расширение поставок трубопроводного газа в Азию сопряжено либо с большими капитальными затратами, сопоставимыми с расходами на сооружение «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ экспортируется в Китай; либо с физической невозможностью поставок из-за отсутствия сухопутных границ. Поэтому единственным реалистичным решением является строительство СПГ-мощностей, даже с учетом санкций на ввоз в Россию оборудования для крупнотоннажного производства СПГ: пока что лучше ограничиться использованием российских технологий для мало- среднетоннажного производства СПГ, которые использовались на Магнитогорском СПГ и четвертой очереди проекта «Ямал СПГ». Это обеспечит постепенный рост доли России на азиатском рынке и позволит избежать затрат, которые не удастся окупить в течение десятилетий.
Дерегулирование экспорта СПГ увеличит долю России на мировом рынке даже в условиях санкций
Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) из России увеличился с 10,8 млн т в 2016 г. до 29,7 млн т в 2021 г., следует из данных Международного газового союза. Доля России в глобальном экспорте СПГ выросла за этот период с 4% до 8%, и ключевую роль здесь сыграл запуск завода Криогаз-Высоцк мощностью 660 тыс. т в год, состоявшийся в апреле 2019 г., а также четырех очередей проекта «Ямал СПГ» общей мощностью 16,5 млн т в год, которые были поэтапно введены в строй в 2017-2021 гг. Однако еще больше проектов остались на бумаге, в том числе:
▪️Третья очередь действующего завода в порту Пригородное (проект «Сахалин-2»), которая бы увеличила его мощность с 9,6 млн т в год до не менее чем 14.4 млн т в год: ее строительство обсуждалось еще на этапе сооружения двух первых очередей, однако проект потерял ресурсную базу из-за санкций в отношении Южно-Киринского месторождения (август 2015 г.), для освоения которого требуются комплексы для подводной добычи;
▪️Проект «Штокмановский СПГ» мощностью 7,5 млн т в год, который «Газпром» планировал реализовывать на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря совместно с французской Total и норвежской StatoilHydro (ныне – Equinor). В 2013 г. проект был официально закрыт;
▪️Проект «Печора СПГ» мощностью 4 млн т СПГ в год, который группа «Аллтек» планировала реализовать на базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого АО. Оператору проекта не удалось получить лицензию на экспорт СПГ, из-за чего планы по вводу мощностей не были реализованы;
▪️Проект «Владивосток СПГ» мощностью 1,5 млн т в год, который впервые был заявлен «Газпромом» еще в 2013 г. и который изначально предполагал более высокую мощность (10 млн т в год) – проект остается в планах компании, но сроки его реализации сдвигаются из года в год.
Исправить положение может только полное дерегулирование экспорта СПГ: чтобы любая компания, построившая мощности по сжижению природного газа, могла осуществлять поставки за рубеж. Это обеспечит рост экспорта даже в условиях санкций на поставку в РФ криогенного оборудования.
Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) из России увеличился с 10,8 млн т в 2016 г. до 29,7 млн т в 2021 г., следует из данных Международного газового союза. Доля России в глобальном экспорте СПГ выросла за этот период с 4% до 8%, и ключевую роль здесь сыграл запуск завода Криогаз-Высоцк мощностью 660 тыс. т в год, состоявшийся в апреле 2019 г., а также четырех очередей проекта «Ямал СПГ» общей мощностью 16,5 млн т в год, которые были поэтапно введены в строй в 2017-2021 гг. Однако еще больше проектов остались на бумаге, в том числе:
▪️Третья очередь действующего завода в порту Пригородное (проект «Сахалин-2»), которая бы увеличила его мощность с 9,6 млн т в год до не менее чем 14.4 млн т в год: ее строительство обсуждалось еще на этапе сооружения двух первых очередей, однако проект потерял ресурсную базу из-за санкций в отношении Южно-Киринского месторождения (август 2015 г.), для освоения которого требуются комплексы для подводной добычи;
▪️Проект «Штокмановский СПГ» мощностью 7,5 млн т в год, который «Газпром» планировал реализовывать на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря совместно с французской Total и норвежской StatoilHydro (ныне – Equinor). В 2013 г. проект был официально закрыт;
▪️Проект «Печора СПГ» мощностью 4 млн т СПГ в год, который группа «Аллтек» планировала реализовать на базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого АО. Оператору проекта не удалось получить лицензию на экспорт СПГ, из-за чего планы по вводу мощностей не были реализованы;
▪️Проект «Владивосток СПГ» мощностью 1,5 млн т в год, который впервые был заявлен «Газпромом» еще в 2013 г. и который изначально предполагал более высокую мощность (10 млн т в год) – проект остается в планах компании, но сроки его реализации сдвигаются из года в год.
Исправить положение может только полное дерегулирование экспорта СПГ: чтобы любая компания, построившая мощности по сжижению природного газа, могла осуществлять поставки за рубеж. Это обеспечит рост экспорта даже в условиях санкций на поставку в РФ криогенного оборудования.
👍1
«Зеленая» сделка ЕС может стать драйвером развития ВИЭ в России
Несмотря на доминирование в российской электроэнергетике станций на ископаемом топливе, в последние годы сразу в нескольких регионах стали формироваться кластеры в сфере производства возобновляемой энергии (ВИЭ):
▪️Одним из таких регионов стал юг России – Ставрополье и Ростовская область, где «дочка» «Росатома» «Новавинд» ввела в строй ряд ветроэнергетические станций (ВЭС), в том числе Марченковскую ВЭС мощностью 120 мегаватт (МВт), Бондаревскую ВЭС (120 МВт) и Кочубеевскую ВЭС (210 МВт);
▪️Другим регионом является Северный Кавказ, который становится крупным гилроэнергетическим хабом: «РусГидро» ведет здесь строительство сразу четырех малых ГЭС – двух Красногорских ГЭС мощностью 49 МВт каждая, а также Черкеской ГЭС (23,4 МВт) и Башенной ГЭС (10 МВт). При этом на стадии проектировании сейчас находится еще три ветрокомплекса – Нихалойская ГЭС (23 МВт), Верхнебаксанская ГЭС (23,2 МВт) и Могохская ГЭС (49,8 МВт);
▪️Восточная Сибирь: «Россети» с 2017 г. ведут строительство комбинированных солнечно-дизельных установок для снабжения удаленных поселений Забайкалья – с 2021 г. такие установки начали появляться и в Томской области.
Поэтому в этих регионах доля ВИЭ в структуре выработки электроэнергии будет превышать средний российский уровень (19%, с учетом гидроэлектростанций). Одним из драйвером развития ВИЭ является природно-климатический фактор, будь это большое среднегодовое количество ясных дней (как в Восточной Сибири) или горный ландшафт, способствующий строительству ГЭС. Однако в ближайшие годы важным фактором может стать «зеленая» сделка ЕС и внедрение механизма CBAM: в случае смягчения санкций российским производителям черных металлов для выхода на европейский рынок потребуется доказать, что используемая ими электроэнергия является «чистой», что подстегнет строительство ветровых и солнечных генераторов.
Несмотря на доминирование в российской электроэнергетике станций на ископаемом топливе, в последние годы сразу в нескольких регионах стали формироваться кластеры в сфере производства возобновляемой энергии (ВИЭ):
▪️Одним из таких регионов стал юг России – Ставрополье и Ростовская область, где «дочка» «Росатома» «Новавинд» ввела в строй ряд ветроэнергетические станций (ВЭС), в том числе Марченковскую ВЭС мощностью 120 мегаватт (МВт), Бондаревскую ВЭС (120 МВт) и Кочубеевскую ВЭС (210 МВт);
▪️Другим регионом является Северный Кавказ, который становится крупным гилроэнергетическим хабом: «РусГидро» ведет здесь строительство сразу четырех малых ГЭС – двух Красногорских ГЭС мощностью 49 МВт каждая, а также Черкеской ГЭС (23,4 МВт) и Башенной ГЭС (10 МВт). При этом на стадии проектировании сейчас находится еще три ветрокомплекса – Нихалойская ГЭС (23 МВт), Верхнебаксанская ГЭС (23,2 МВт) и Могохская ГЭС (49,8 МВт);
▪️Восточная Сибирь: «Россети» с 2017 г. ведут строительство комбинированных солнечно-дизельных установок для снабжения удаленных поселений Забайкалья – с 2021 г. такие установки начали появляться и в Томской области.
Поэтому в этих регионах доля ВИЭ в структуре выработки электроэнергии будет превышать средний российский уровень (19%, с учетом гидроэлектростанций). Одним из драйвером развития ВИЭ является природно-климатический фактор, будь это большое среднегодовое количество ясных дней (как в Восточной Сибири) или горный ландшафт, способствующий строительству ГЭС. Однако в ближайшие годы важным фактором может стать «зеленая» сделка ЕС и внедрение механизма CBAM: в случае смягчения санкций российским производителям черных металлов для выхода на европейский рынок потребуется доказать, что используемая ими электроэнергия является «чистой», что подстегнет строительство ветровых и солнечных генераторов.
Переход на ВИЭ не стоит стимулировать за счет квот на CO2
Сахалин в 2023 г. должен будет стать первым российским регионом, где будет осуществляться торговля углеродными единицами – квотами на выбросы CO2. Этот инструмент с середины 2000-х используется в Европейском Союзе (ЕС), где производители углеродоемкой продукции вынуждены закупать квоты на эмиссию CO2.
▪️В основе квот CO2 лежит представление о необходимости переложить с потребителей на производителей издержки высоких выбросов углекислого газа. Рост издержек приводит к сворачиванию углеродоемких производств: пример тому – угольные электростанции, мощность которых. снизилась в ЕС на треть за 2015-2021 гг. (со 170 до 117 гигаватт), в то время как общая мощность ветровых и солнечных генераторов за этот период выросла более чем на 60% (с 215 до 348 гигаватт).
▪️Однако переход на обязательную торговлю углеродными единицами (особенно на федеральном уровне) будет не совместим с восстановлением экономического роста до уровня 2000-х гг., кода среднегодовой прирост ВВП составлял 7% в год.
▪️Издержки есть и у «зеленых» тарифов, которые вплоть до недавнего времени применялись в Китае и Вьетнаме: этот механизм обеспечивает производителей «чистой» энергии гарантиями подключения к сети, а также покупкой всего объема генерируемого электричества и выплату фиксированной надбавки к операционным издержкам. Однако это вынуждает потребителей покупать электроэнергию по завышенным ценам.
Поэтому переход на ВИЭ оптимальнее стимулировать за счет налоговых льгот: в частности, льгот по НДС (федеральный налог) или налогу на прибыль (преимущественно региональный налог), для компаний, у которых в структуре выручки свыше 50% приходится на продажу оборудования для ВИЭ или реализацию электроэнергии с ветровых и солнечных генераторов. Это создаст стимулы для использования ВИЭ, но не будет содействовать росту издержек и цен.
Сахалин в 2023 г. должен будет стать первым российским регионом, где будет осуществляться торговля углеродными единицами – квотами на выбросы CO2. Этот инструмент с середины 2000-х используется в Европейском Союзе (ЕС), где производители углеродоемкой продукции вынуждены закупать квоты на эмиссию CO2.
▪️В основе квот CO2 лежит представление о необходимости переложить с потребителей на производителей издержки высоких выбросов углекислого газа. Рост издержек приводит к сворачиванию углеродоемких производств: пример тому – угольные электростанции, мощность которых. снизилась в ЕС на треть за 2015-2021 гг. (со 170 до 117 гигаватт), в то время как общая мощность ветровых и солнечных генераторов за этот период выросла более чем на 60% (с 215 до 348 гигаватт).
▪️Однако переход на обязательную торговлю углеродными единицами (особенно на федеральном уровне) будет не совместим с восстановлением экономического роста до уровня 2000-х гг., кода среднегодовой прирост ВВП составлял 7% в год.
▪️Издержки есть и у «зеленых» тарифов, которые вплоть до недавнего времени применялись в Китае и Вьетнаме: этот механизм обеспечивает производителей «чистой» энергии гарантиями подключения к сети, а также покупкой всего объема генерируемого электричества и выплату фиксированной надбавки к операционным издержкам. Однако это вынуждает потребителей покупать электроэнергию по завышенным ценам.
Поэтому переход на ВИЭ оптимальнее стимулировать за счет налоговых льгот: в частности, льгот по НДС (федеральный налог) или налогу на прибыль (преимущественно региональный налог), для компаний, у которых в структуре выручки свыше 50% приходится на продажу оборудования для ВИЭ или реализацию электроэнергии с ветровых и солнечных генераторов. Это создаст стимулы для использования ВИЭ, но не будет содействовать росту издержек и цен.
Экспорт энергетического угля в Азию может сократиться более чем на 30%
Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) стал доминировать в российском угольном экспорте еще до эмбарго ЕС, которое вступило в силу в августе 2022 г. Если в 2019 г. в структуре экспорта бурого и энергетического угля из России на долю АТР приходилось 49%, то в 2021 г. – уже 55%, в то время как доля ЕС и Великобритании снизилась за этот период с 36% до 25%. Физические поставки на европейский рынок за 2019-2021 гг. снизились на 22 млн т, в то время как в Восточную Азию – выросли на 10 млн т, согласно данным Федеральной таможенной службы.
▪️Окончательная переориентация экспорта на Восток произойдет в ближайшие месяцы, с учетом закрытия европейского рынка. Этот процесс затронет и сегмент коксующегося угля, где на долю ЕС в 2021 г. приходилось 11% экспорта (3,4 млн т из 31,8 млн т);
▪️При этом Азия в 2020-е гг. останется единственным регионом мира, где спрос на уголь будет существенно расти: по данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в мире в целом на стадии строительства находилось 178 гигаватт (ГВт) угольных электростанций – из них 57% приходилось на Восточную Азию, 16% – на Юго-Восточную Азию, а 23% – на Южную Азию. Доля всех остальных регионов мира составляла лишь 4%;
▪️Правда, часть азиатского рынка в ближайшие годы будет оставаться для российских угольщиков закрытой. Речь идет о Японии, Южной Корее и Тайване – странах, на которые в 2021 г. приходилось 46% российских поставок бурого и энергетического угля в Азию и которые заявляли о намерении постепенно отказаться от импорта угля из РФ.
Поэтому производители могут рассчитывать, в основном, на поставки в Китай, Индию и Вьетнам: из 105,3 млн т российского бурого и энергетического угля, экспортированных в Азию в 2021 г., на долю этих стран пришлось 50%. Однако Китай, Индия и Вьетнам, даже с учетом возможного наращивания импорта, не смогут перекрыть потерю японского, корейского и тайваньского рынков. Поэтому экспорт в Азию во втором полугодии 2022 г. сократится более чем на 30%.
Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) стал доминировать в российском угольном экспорте еще до эмбарго ЕС, которое вступило в силу в августе 2022 г. Если в 2019 г. в структуре экспорта бурого и энергетического угля из России на долю АТР приходилось 49%, то в 2021 г. – уже 55%, в то время как доля ЕС и Великобритании снизилась за этот период с 36% до 25%. Физические поставки на европейский рынок за 2019-2021 гг. снизились на 22 млн т, в то время как в Восточную Азию – выросли на 10 млн т, согласно данным Федеральной таможенной службы.
▪️Окончательная переориентация экспорта на Восток произойдет в ближайшие месяцы, с учетом закрытия европейского рынка. Этот процесс затронет и сегмент коксующегося угля, где на долю ЕС в 2021 г. приходилось 11% экспорта (3,4 млн т из 31,8 млн т);
▪️При этом Азия в 2020-е гг. останется единственным регионом мира, где спрос на уголь будет существенно расти: по данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в мире в целом на стадии строительства находилось 178 гигаватт (ГВт) угольных электростанций – из них 57% приходилось на Восточную Азию, 16% – на Юго-Восточную Азию, а 23% – на Южную Азию. Доля всех остальных регионов мира составляла лишь 4%;
▪️Правда, часть азиатского рынка в ближайшие годы будет оставаться для российских угольщиков закрытой. Речь идет о Японии, Южной Корее и Тайване – странах, на которые в 2021 г. приходилось 46% российских поставок бурого и энергетического угля в Азию и которые заявляли о намерении постепенно отказаться от импорта угля из РФ.
Поэтому производители могут рассчитывать, в основном, на поставки в Китай, Индию и Вьетнам: из 105,3 млн т российского бурого и энергетического угля, экспортированных в Азию в 2021 г., на долю этих стран пришлось 50%. Однако Китай, Индия и Вьетнам, даже с учетом возможного наращивания импорта, не смогут перекрыть потерю японского, корейского и тайваньского рынков. Поэтому экспорт в Азию во втором полугодии 2022 г. сократится более чем на 30%.
ЕС запретит продажи авто с ДВС с 2035 года
Еврокомиссия, Европарламент и страны-члены ЕС предварительно договорились к 2030 г. снизить выбросы от новых автомобилей на 55% в сравнении с 2021 г., а к 2035 г. довести их до нуля. Тем самым с 2035 г. в ЕС будет запрещена продажа новых авто, оснащенных только ДВС.
Эта мера станет частью политики по снижению углеродного следа, направленной на сокращение выбросов трех категорий, разницу в которых можно проиллюстрировать на примере нефтеперерабатывающего завода (НПЗ):
▪️К первой категории (Scope 1 emissions) относятся выбросы от производственной деятельности: в случае НПЗ – это выбросы, образующиеся при производстве нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, авиакеросина и пр.);
▪️Ко второй категории (Scope 2 emissions) относятся выбросы при производстве электроэнергии из ископаемых источников: если нефтеперерабатывающий завод закупает электроэнергию у газовой или угольной электростанции, то этот НПЗ является вторичным эмитентом углекислого газа;
▪️Третью группу (Scope 3 emissions) образуют выбросы поставщиков сырья (Upstream) и потребителей конечной продукции (Downstream): в случае НПЗ к числу первых относятся выбросы, образующиеся при добыче нефти, из которой производятся нефтепродукты, а к числу вторых – выбросы при сжигании бензина, дизеля, авиакеросина и других продуктов переработки нефти.
Наиболее простому «купированию» поддаются выбросы второй категории: для этого достаточно обеспечить переход с ископаемых на возобновляемые источники энергии, доля которых в структуре генерации в ЕС в 2021 г. достигла 25% (без учета ГЭС). Добиться сокращения выбросов первой категории можно за счет использования систем улавливания и хранения CO2 (CCUS), которые уже находят применение среди крупнейших производителей цемента (таких как HeidelbergCement или Cemex).
Выбросы же третьей категории контролировать сложнее всего: в случае НПЗ для этого необходим либо дорогостоящий переход на биотопливо, либо полный отказ от использования нефтепродуктов на транспорте. Именно с этим и связана жесткость решения Еврокомиссии.
Еврокомиссия, Европарламент и страны-члены ЕС предварительно договорились к 2030 г. снизить выбросы от новых автомобилей на 55% в сравнении с 2021 г., а к 2035 г. довести их до нуля. Тем самым с 2035 г. в ЕС будет запрещена продажа новых авто, оснащенных только ДВС.
Эта мера станет частью политики по снижению углеродного следа, направленной на сокращение выбросов трех категорий, разницу в которых можно проиллюстрировать на примере нефтеперерабатывающего завода (НПЗ):
▪️К первой категории (Scope 1 emissions) относятся выбросы от производственной деятельности: в случае НПЗ – это выбросы, образующиеся при производстве нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, авиакеросина и пр.);
▪️Ко второй категории (Scope 2 emissions) относятся выбросы при производстве электроэнергии из ископаемых источников: если нефтеперерабатывающий завод закупает электроэнергию у газовой или угольной электростанции, то этот НПЗ является вторичным эмитентом углекислого газа;
▪️Третью группу (Scope 3 emissions) образуют выбросы поставщиков сырья (Upstream) и потребителей конечной продукции (Downstream): в случае НПЗ к числу первых относятся выбросы, образующиеся при добыче нефти, из которой производятся нефтепродукты, а к числу вторых – выбросы при сжигании бензина, дизеля, авиакеросина и других продуктов переработки нефти.
Наиболее простому «купированию» поддаются выбросы второй категории: для этого достаточно обеспечить переход с ископаемых на возобновляемые источники энергии, доля которых в структуре генерации в ЕС в 2021 г. достигла 25% (без учета ГЭС). Добиться сокращения выбросов первой категории можно за счет использования систем улавливания и хранения CO2 (CCUS), которые уже находят применение среди крупнейших производителей цемента (таких как HeidelbergCement или Cemex).
Выбросы же третьей категории контролировать сложнее всего: в случае НПЗ для этого необходим либо дорогостоящий переход на биотопливо, либо полный отказ от использования нефтепродуктов на транспорте. Именно с этим и связана жесткость решения Еврокомиссии.
Системы хранения энергия станут «ремнем безопасности» ВИЭ
Энергокризис усилил интерес к развитию систем хранения энергии: прирост мощности накопителей в Европе ускорился с 0,5 гигаватт (ГВт) в 2019 г. до 1 ГВт в 2021 г., а в США – с 0,3 ГВт до 2,9 ГВт соответственно.
◾️Интерес к накопителям напрямую связан с бумом возобновляемой энергетики (ВИЭ): например, в ЕС в 2021 г. было введено в строй 21,4 ГВт солнечных генераторов, что стало рекордом за последние десять лет. Однако их использование сопряжено с рисками энергоснабжения: так, в США в 2021 г. средняя загрузка фотоэлектрических панелей составила лишь 25%, тогда как для угольных станций этот показатель достиг 49%, а для газовых – 54%, согласно данным Управления энергетической безопасности (EIA).
◾️Системы хранения энергии могут предотвратить риски энергосбоев при неблагоприятных погодных условиях. Однако барьером на пути использования накопителей является дороговизна лития: например, в Китае стоимость этого металла с конца 2021 г. выросла более чем вдвое, с 240 тыс. до 560 тыс. юаней за тонну (c $33 тыс. до $77 тыс. за тонну).
◾️Рост цен подстегивает инновации: так, в Испании в нынешнем году были впервые опробованы так называемые «непроточные» цинк-бромные аккумуляторы, которые используют химическую реакцию между бромом и цинком для получения электрического тока, а для обеспечения его проводимости – гелевый раствор бромида цинка, который не требует громоздких емкостей для хранения.
◾️В отличие от литий-ионных батарей, цинк-бромные аккумуляторы устойчивы к высоким температурам и не требуют специальных охлаждающих систем. Преимущества есть и у твердотельных аккумуляторов, где вместо жидкостного используется твердый электролит, который обеспечивает перенос ионов тока при зарядке и разрядке батарей.
Впрочем, инновации пока что не могут решить проблему долговременного хранения энергии, из-за чего обеспечить переход на «чистую» энергию будет невозможно без атомных электростанций, средняя загрузка которых составляет более 90%. Системы же хранения энергии в ближайшее время получат тот же статус для ВИЭ, что и водительский ремень для автомобилестроения, т.е. станут обязательным элементом системы безопасности, который при этом требует применения дополнительных устройств (подушек безопасности, навигаторов и пр.).
Энергокризис усилил интерес к развитию систем хранения энергии: прирост мощности накопителей в Европе ускорился с 0,5 гигаватт (ГВт) в 2019 г. до 1 ГВт в 2021 г., а в США – с 0,3 ГВт до 2,9 ГВт соответственно.
◾️Интерес к накопителям напрямую связан с бумом возобновляемой энергетики (ВИЭ): например, в ЕС в 2021 г. было введено в строй 21,4 ГВт солнечных генераторов, что стало рекордом за последние десять лет. Однако их использование сопряжено с рисками энергоснабжения: так, в США в 2021 г. средняя загрузка фотоэлектрических панелей составила лишь 25%, тогда как для угольных станций этот показатель достиг 49%, а для газовых – 54%, согласно данным Управления энергетической безопасности (EIA).
◾️Системы хранения энергии могут предотвратить риски энергосбоев при неблагоприятных погодных условиях. Однако барьером на пути использования накопителей является дороговизна лития: например, в Китае стоимость этого металла с конца 2021 г. выросла более чем вдвое, с 240 тыс. до 560 тыс. юаней за тонну (c $33 тыс. до $77 тыс. за тонну).
◾️Рост цен подстегивает инновации: так, в Испании в нынешнем году были впервые опробованы так называемые «непроточные» цинк-бромные аккумуляторы, которые используют химическую реакцию между бромом и цинком для получения электрического тока, а для обеспечения его проводимости – гелевый раствор бромида цинка, который не требует громоздких емкостей для хранения.
◾️В отличие от литий-ионных батарей, цинк-бромные аккумуляторы устойчивы к высоким температурам и не требуют специальных охлаждающих систем. Преимущества есть и у твердотельных аккумуляторов, где вместо жидкостного используется твердый электролит, который обеспечивает перенос ионов тока при зарядке и разрядке батарей.
Впрочем, инновации пока что не могут решить проблему долговременного хранения энергии, из-за чего обеспечить переход на «чистую» энергию будет невозможно без атомных электростанций, средняя загрузка которых составляет более 90%. Системы же хранения энергии в ближайшее время получат тот же статус для ВИЭ, что и водительский ремень для автомобилестроения, т.е. станут обязательным элементом системы безопасности, который при этом требует применения дополнительных устройств (подушек безопасности, навигаторов и пр.).
👍2
Forwarded from Energy Today
Главные события в ТЭК за неделю по мнению авторов телеграм-каналов еженедельном дайджесте Energy Today:
"Новый нефтяной курс", объявленый на неделе Сечиным против прогнозов МЭА https://news.1rj.ru/str/angrybonds/7805
Украинская нефте- и газодобыча: отрасль есть, а углеводородов — нет https://news.1rj.ru/str/oil_capital/11216
Команда Байдена дорабатывает план по ограничению цен на российскую нефть из-за падения рынков. Суть доработки — они решают установить более высокий уровень предельных цен, чем предполагалось ранее https://news.1rj.ru/str/OilGasGame/495
Китай поддержал Саудовскую Аравию в решении по нефти https://news.1rj.ru/str/needleraw/7332
Мировой рынок нефти, ждать ли торможения? https://news.1rj.ru/str/Infotek_Russia/1929
Вслед за геополитической ситуацией разгорается война прогнозов, способных повлиять на настроения инвесторов. МЭА заявило об очередном прохождении пика спроса на нефть в мире и падении доли России на нефтегазовом рынке на 50% https://news.1rj.ru/str/energopolee/1687
Кто определяет цены на нефть в России? https://news.1rj.ru/str/oilfly/17686
Как Европе пережить рост цен на газ? ИРТТЭК рассказывает об антикризисных идеях европейских аналитиков из Bruegel https://news.1rj.ru/str/irttek_ru/2744
Зачем Сечин зовет Socar в «Восток Ойл»? Без саудитов, китайцев и индусов для Роснефти и турок инвестор https://news.1rj.ru/str/Energy_digest/9393
Это очень, очень плохой кейс для шведов, данов и германцев. Если ФРГ проглотит этот теракт, то не то что позора не оберётся, тут впору сеппуку себе делать Шольцу будет https://news.1rj.ru/str/AlekseyMukhin/4510
Бензин в России подешевел https://news.1rj.ru/str/gasandmoney/2558
Мир - это миллиарды объектов, обменивающихся беспроводными сигналами. Однако для последних требуется надёжный и постоянный источник питания. И решение здесь одно - трибоэлектрический наногенератор https://news.1rj.ru/str/globalenergyprize/3586
Дерегулирование экспорта СПГ увеличит долю России на мировом рынке даже в условиях санкций https://news.1rj.ru/str/Energy_Fin/30
ЕС не удастся избежать отключений промышленности зимой https://news.1rj.ru/str/en_tran/207
Более половины американцев не слышали о ESG https://news.1rj.ru/str/ESGpost/1054
Серийное производство национального электромобиля TOGG началось в субботу в Турции https://news.1rj.ru/str/Newenergyvehicle/1461
Чтобы первыми узнавать о событиях в ТЭК подписывайтесь на @energytodaygroup и каналы участники дайджеста! Хотите принять участие в следующем? Ждём ваши посты на @EnergyTodayRedactor до 22.00 каждой субботы.
"Новый нефтяной курс", объявленый на неделе Сечиным против прогнозов МЭА https://news.1rj.ru/str/angrybonds/7805
Украинская нефте- и газодобыча: отрасль есть, а углеводородов — нет https://news.1rj.ru/str/oil_capital/11216
Команда Байдена дорабатывает план по ограничению цен на российскую нефть из-за падения рынков. Суть доработки — они решают установить более высокий уровень предельных цен, чем предполагалось ранее https://news.1rj.ru/str/OilGasGame/495
Китай поддержал Саудовскую Аравию в решении по нефти https://news.1rj.ru/str/needleraw/7332
Мировой рынок нефти, ждать ли торможения? https://news.1rj.ru/str/Infotek_Russia/1929
Вслед за геополитической ситуацией разгорается война прогнозов, способных повлиять на настроения инвесторов. МЭА заявило об очередном прохождении пика спроса на нефть в мире и падении доли России на нефтегазовом рынке на 50% https://news.1rj.ru/str/energopolee/1687
Кто определяет цены на нефть в России? https://news.1rj.ru/str/oilfly/17686
Как Европе пережить рост цен на газ? ИРТТЭК рассказывает об антикризисных идеях европейских аналитиков из Bruegel https://news.1rj.ru/str/irttek_ru/2744
Зачем Сечин зовет Socar в «Восток Ойл»? Без саудитов, китайцев и индусов для Роснефти и турок инвестор https://news.1rj.ru/str/Energy_digest/9393
Это очень, очень плохой кейс для шведов, данов и германцев. Если ФРГ проглотит этот теракт, то не то что позора не оберётся, тут впору сеппуку себе делать Шольцу будет https://news.1rj.ru/str/AlekseyMukhin/4510
Бензин в России подешевел https://news.1rj.ru/str/gasandmoney/2558
Мир - это миллиарды объектов, обменивающихся беспроводными сигналами. Однако для последних требуется надёжный и постоянный источник питания. И решение здесь одно - трибоэлектрический наногенератор https://news.1rj.ru/str/globalenergyprize/3586
Дерегулирование экспорта СПГ увеличит долю России на мировом рынке даже в условиях санкций https://news.1rj.ru/str/Energy_Fin/30
ЕС не удастся избежать отключений промышленности зимой https://news.1rj.ru/str/en_tran/207
Более половины американцев не слышали о ESG https://news.1rj.ru/str/ESGpost/1054
Серийное производство национального электромобиля TOGG началось в субботу в Турции https://news.1rj.ru/str/Newenergyvehicle/1461
Чтобы первыми узнавать о событиях в ТЭК подписывайтесь на @energytodaygroup и каналы участники дайджеста! Хотите принять участие в следующем? Ждём ваши посты на @EnergyTodayRedactor до 22.00 каждой субботы.