Изменение риторики нефтяников по энергопереходу
Генеральный директор Saudi Aramco Амин Хасан Насер заявил 18 марта на конференции CERAWeek, организованной S&P Global в Хьюстоне, что он видит рост спроса на нефть, на уровне выше 104 миллиона баррелей в сутки в 2025 году, и назвал поэтапный отказ от ископаемого топлива «фантазией». По оценке Международного энергетического агентства, спрос на нефть в 2023 г. составил 101,7 млн барр/сут.
«Нарратив об энергетическом переходе будет определяться странами глобального Юга», - сказал Насер. «Страны Юга не могут позволить себе дорогостоящие энергетические решения, — добавил он. Он также отверг идею пика добычи нефти к 2030 году.
Меняющаяся риторика нефтегазового бизнеса относительно глубины энергоперехода и радикальности обязательств относительно снижения выбросов – это уже привычное дело в последние пару лет.
Еще недавно нефтегазовые компании массово проводили ребрендинг, называясь энергетическими, а не нефтегазовыми (Statoil => Equinor; Dansk Olie og Naturgas A/S => Ørsted A/S; Total => TotalEnergies и многие другие примеры). Местами доходило до радикализма: нефтегазовые компании проигрывали в судах климатическим активистам и брали на себя жесткие обязательства по сокращению эмиссий (яркий пример – Shell), а называть, например, тот же газ «чистым энергоносителем» в ряде случаев было запрещено законодательно.
Всё изменил вкус денег на фоне ценового ралли на рынках энергоносителей в последние годы.
BP теперь заявляет, что увеличит инвестиции в добычу ископаемого топлива примерно на $1 млрд в год по сравнению с предыдущими планами на оставшуюся часть десятилетия. При этом компания также увеличит расходы на низкоуглеродный бизнес на аналогичную сумму, но с более острым фокусом на сферы бизнеса, близкие к сильным сторонам BP, такие как зарядные станции для электромобилей, биотопливо из растений и биотопливо из отходов.
Shell планирует увеличить добычу ископаемого топлива, несмотря на заверения свести к нулю выбросы парниковых газов к 2050 году. Основной упор Shell планирует делать на развитие газового бизнеса.
Генеральный директор Saudi Aramco Амин Хасан Насер заявил 18 марта на конференции CERAWeek, организованной S&P Global в Хьюстоне, что он видит рост спроса на нефть, на уровне выше 104 миллиона баррелей в сутки в 2025 году, и назвал поэтапный отказ от ископаемого топлива «фантазией». По оценке Международного энергетического агентства, спрос на нефть в 2023 г. составил 101,7 млн барр/сут.
«Нарратив об энергетическом переходе будет определяться странами глобального Юга», - сказал Насер. «Страны Юга не могут позволить себе дорогостоящие энергетические решения, — добавил он. Он также отверг идею пика добычи нефти к 2030 году.
Меняющаяся риторика нефтегазового бизнеса относительно глубины энергоперехода и радикальности обязательств относительно снижения выбросов – это уже привычное дело в последние пару лет.
Еще недавно нефтегазовые компании массово проводили ребрендинг, называясь энергетическими, а не нефтегазовыми (Statoil => Equinor; Dansk Olie og Naturgas A/S => Ørsted A/S; Total => TotalEnergies и многие другие примеры). Местами доходило до радикализма: нефтегазовые компании проигрывали в судах климатическим активистам и брали на себя жесткие обязательства по сокращению эмиссий (яркий пример – Shell), а называть, например, тот же газ «чистым энергоносителем» в ряде случаев было запрещено законодательно.
Всё изменил вкус денег на фоне ценового ралли на рынках энергоносителей в последние годы.
BP теперь заявляет, что увеличит инвестиции в добычу ископаемого топлива примерно на $1 млрд в год по сравнению с предыдущими планами на оставшуюся часть десятилетия. При этом компания также увеличит расходы на низкоуглеродный бизнес на аналогичную сумму, но с более острым фокусом на сферы бизнеса, близкие к сильным сторонам BP, такие как зарядные станции для электромобилей, биотопливо из растений и биотопливо из отходов.
Shell планирует увеличить добычу ископаемого топлива, несмотря на заверения свести к нулю выбросы парниковых газов к 2050 году. Основной упор Shell планирует делать на развитие газового бизнеса.
В контексте дискуссии по энергопереходу от нефтяников ещё довольно показательна реакция акционеров. Выше текущая капитализация нефтегазовых компаний. Дорого стоят - американские нефтегазовые компании, которые крайне консервативны в своих обязательствах по сокращению эмиссий. Европейские мейджоры, которые крайне активны в «зеленой повестке», ценятся рынком меньше.
Отвлекаясь от печальных тем.
Расскажу, что изображено на аватарке канале.
Mittelplate – крупнейшее месторождение нефти в Германии. Месторождение находится в водах Северного моря в федеральной земле Шлезвиг-Гольштейн на территории природного парка. Добыча осуществляется с искусственного острова. Добыча началась в 1987 г., с тех пор на месторождении было добыто более 40 млн т нефти.
Месторождение разрабатывается компанией Wintershall DEA. Годы назад компания была очень активна в России и устраивала интересные и познавательные поездки для журналистов и экспертов. Так ваш покорный слуга и попал на этот объект.
Расскажу, что изображено на аватарке канале.
Mittelplate – крупнейшее месторождение нефти в Германии. Месторождение находится в водах Северного моря в федеральной земле Шлезвиг-Гольштейн на территории природного парка. Добыча осуществляется с искусственного острова. Добыча началась в 1987 г., с тех пор на месторождении было добыто более 40 млн т нефти.
Месторождение разрабатывается компанией Wintershall DEA. Годы назад компания была очень активна в России и устраивала интересные и познавательные поездки для журналистов и экспертов. Так ваш покорный слуга и попал на этот объект.
Дорогие подписчики, у меня вышло интервью газете «Бакинский рабочий». https://br.az/politics/71016/vremya-nefti-i-gaza-uhodit/
Заголовок совсем не отражает смысл интервью 😀, там я, наоборот, рассуждаю о том, что нефть и газ с нами надолго, но нефтедобывающим странам нужно развивать и сопутствующие сектора экономики, в которых у них есть компетенции (CCUS, водородные инициативы, химию).
По консенсусу, пик нефти будет пройден в 2030—х гг., пик газа – ближе к 2040-м. Но это не значит, что ископаемые виды топлива полностью уйдут из энергобаланса. Такой радикальный сценарий, как Net Zero от Международного энергетического агентства, требует полной перестройки фундамента, на котором стоит сегодняшняя энергетика. Однако, отмахиваться от тенденций энергоперехода просто потому, что сейчас наметилось некое замедление – тоже недальновидно.
Напротив, нефтедобывающие страны имеют все шансы встроиться в низкоуглеродную повестку на фоне развития новых технологий по озеленению своей продукции. COP28 в Дубае еще раз подтвердила важность участия в дискуссии и производителей углеводородов, а не только климатических активистов.
В интервью и о динамике выбросов парниковых газов в мире, и роли развивающейся Азии в энергопереходе, и т.п.
Заголовок совсем не отражает смысл интервью 😀, там я, наоборот, рассуждаю о том, что нефть и газ с нами надолго, но нефтедобывающим странам нужно развивать и сопутствующие сектора экономики, в которых у них есть компетенции (CCUS, водородные инициативы, химию).
По консенсусу, пик нефти будет пройден в 2030—х гг., пик газа – ближе к 2040-м. Но это не значит, что ископаемые виды топлива полностью уйдут из энергобаланса. Такой радикальный сценарий, как Net Zero от Международного энергетического агентства, требует полной перестройки фундамента, на котором стоит сегодняшняя энергетика. Однако, отмахиваться от тенденций энергоперехода просто потому, что сейчас наметилось некое замедление – тоже недальновидно.
Напротив, нефтедобывающие страны имеют все шансы встроиться в низкоуглеродную повестку на фоне развития новых технологий по озеленению своей продукции. COP28 в Дубае еще раз подтвердила важность участия в дискуссии и производителей углеводородов, а не только климатических активистов.
В интервью и о динамике выбросов парниковых газов в мире, и роли развивающейся Азии в энергопереходе, и т.п.
br.az
Время нефти и газа уходит
Но надо не посыпать голову пеплом, а развивать сопутствующие сектора экономики Безусловно, все принятые за последние пару десятилетий решения планетарного масштаба и уверенная политика развитых стран, выступающих в авангарде человечества в вопросе сн
Объёмы поставок газа «Газпрома» в Европу растут, а доходы падают
В марте значительно выросли поставки российского газа в Европу по «Турецкому потоку» (рост поставок составил 10% по сравнению с февралем и 18% по сравнению с январем). За первые три месяца в Европу по этой магистрали было поставлено 3,8 млрд куб. м российского газа. Столько же – 3,8 млрд куб. м было поставлено через украинский газотранспортный коридор (включая поставки в Молдавию).
Общий объем поставок российского трубопроводного газа в Европу за неполные 3 месяца – 7,6 млрд куб. м. При цене $300 за тысячу кубометров такие поставки могли принести России около $2,3 млрд.
За неполные три месяца прошлого года поставки «Газпрома» через Украину составляли 3,2 млрд куб. м, по «Турецкому потоку» - 3,7 млрд куб. м. Совокупный объем составил около 6,9 млрд куб. м. Однако в прошлом году средняя цена в первом квартале на европейских хабах составила чуть менее $600 за тысячу кубометров, что тогда могло принести России $4,1 млрд выручки.
В марте значительно выросли поставки российского газа в Европу по «Турецкому потоку» (рост поставок составил 10% по сравнению с февралем и 18% по сравнению с январем). За первые три месяца в Европу по этой магистрали было поставлено 3,8 млрд куб. м российского газа. Столько же – 3,8 млрд куб. м было поставлено через украинский газотранспортный коридор (включая поставки в Молдавию).
Общий объем поставок российского трубопроводного газа в Европу за неполные 3 месяца – 7,6 млрд куб. м. При цене $300 за тысячу кубометров такие поставки могли принести России около $2,3 млрд.
За неполные три месяца прошлого года поставки «Газпрома» через Украину составляли 3,2 млрд куб. м, по «Турецкому потоку» - 3,7 млрд куб. м. Совокупный объем составил около 6,9 млрд куб. м. Однако в прошлом году средняя цена в первом квартале на европейских хабах составила чуть менее $600 за тысячу кубометров, что тогда могло принести России $4,1 млрд выручки.
Markets_Monitoring_March_2024.pdf
389.4 KB
Пока в европейской части России воцарилась аномально тёплая, по-настоящему, летняя погода, мы в Сколтехе завершили вёрстку очередного рыночного мониторинга, который с удовольствием представляем читателям!
Выступил на неделе на СПГ Конгрессе Россия 2024. Конечно, нельзя сказать, что в кулуарах царило очень позитивное настроение. Всё-таки главной новостью последних дней стала остановка работы проекта «Арктик СПГ-2» из-за отсутствия газовозов и невозможности вывести продукцию, несмотря на запущенную первую очередь.
Безусловно, в сегменте крупнотоннажного СПГ для дальнейшего развития сектора предстоит ответить на экзистенциальные вызовы санкций США, но, прежде всего, решить вопросы с флотом. Стратегическим решением может стать строительство новых проектов в незамерзающих акваториях Мурманской области, Дальнего Востока, откуда можно осуществлять вывоз продукции с помощью конвенциональных газовозов (а не газовозов арктического класса), которые, в принципе, можно купить на рынке. Да и строительство таковых обойдется дешевле арктических.
При этом в сегменте мало- и среднетоннажных производств у компаний-производителей гораздо больше поводов для оптимизма. Несмотря на то, что внутреннему рынку еще необходимо поймать импульс для дальнейшего активного развития, потенциал экспортных поставок с таких заводов – высок. Прежде всего – в Китай, но и в другие страны с сухопутной границей с РФ. А в этом сегменте российская промышленность достигла уже высокого уровня локализации, и практически по всем звеньям производственной цепочки готова предложить серийные или пилотные образцы.
Небольшие компании могут стать активным драйвером развития газового рынка РФ в условиях санкций, на период, пока газовые гиганты заняли выжидательную паузу.
Безусловно, в сегменте крупнотоннажного СПГ для дальнейшего развития сектора предстоит ответить на экзистенциальные вызовы санкций США, но, прежде всего, решить вопросы с флотом. Стратегическим решением может стать строительство новых проектов в незамерзающих акваториях Мурманской области, Дальнего Востока, откуда можно осуществлять вывоз продукции с помощью конвенциональных газовозов (а не газовозов арктического класса), которые, в принципе, можно купить на рынке. Да и строительство таковых обойдется дешевле арктических.
При этом в сегменте мало- и среднетоннажных производств у компаний-производителей гораздо больше поводов для оптимизма. Несмотря на то, что внутреннему рынку еще необходимо поймать импульс для дальнейшего активного развития, потенциал экспортных поставок с таких заводов – высок. Прежде всего – в Китай, но и в другие страны с сухопутной границей с РФ. А в этом сегменте российская промышленность достигла уже высокого уровня локализации, и практически по всем звеньям производственной цепочки готова предложить серийные или пилотные образцы.
Небольшие компании могут стать активным драйвером развития газового рынка РФ в условиях санкций, на период, пока газовые гиганты заняли выжидательную паузу.
Дорогие подписчики, с удовольствием хочу представить ТГ-канал о технологиях в новой энергетике, который начал вести директор нашего Проектного центра по энергопереходу Сколтеха Андрей Осипцов. Автор - доктор физ-мат наук, профессор Сколтеха, с многолетним опытом в передовом зарубежном нефтесервисе и академических научных институтах. Если вам интересно вдумчивое чтение о новых зарубежных и российских технологиях в нефтегазодобыче, реализации проектов CCUS, искусственном интеллекте в энергетике - присоединяйтесь! https://yangx.top/a_osiptsov
Forwarded from Технологии энергоперехода
Интерактивная глобальная карта проектов по CCUS
Открытая карта активных проектов по улавливанию и хранению углерода от US DOE NETL. Есть возможность фильтрации по категориям: проекты по улавливанию от источника в промышленности, по захоронению, по улавливанию и хранению (с учетом транспортировки), по прямому улавливанию из воздуха.
Ссылка на карту
Ждем, что в ближайшие годы на этой карте появятся новые активные проекты в границах РФ.
Андрей Осипцов. Технологии ESG.
Открытая карта активных проектов по улавливанию и хранению углерода от US DOE NETL. Есть возможность фильтрации по категориям: проекты по улавливанию от источника в промышленности, по захоронению, по улавливанию и хранению (с учетом транспортировки), по прямому улавливанию из воздуха.
Ссылка на карту
Ждем, что в ближайшие годы на этой карте появятся новые активные проекты в границах РФ.
Андрей Осипцов. Технологии ESG.
Прогулялся прошедшими выходными по обмелевшим из-за закрытия шлюзов берегам Москвы-реки в районе Нагатинского Затона, в котором прожил значительную часть жизни, и захотелось рассказать об одном примечательном энергообъекте, который притаился на островах до сих пор жилого посёлка Шлюзы - это Перервинская ГЭС №195 в составе Перервинского гидроузла.
Эта электростанция является одной из семи малых ГЭС, эксплуатируемых ФГБУ «Канал им. Москвы». Пять ГЭС, включая Перервинскую, были введены в эксплуатацию в 1933-37 гг., две, находящиеся уже в Тверской области (Вышневолоцкая система) - во время и после Великой отечественной войны в 1943-51 гг.
Общая мощность малых ГЭС на канале им. Москвы составляет порядка 68 МВт. Ежегодно на этих ГЭС вырабатывается около 200 млн кВт-ч электроэнергии, что закрывает порядка 80% потребностей Канала на перекачку волжской воды (насосное оборудование работает на электротяге).
Сама Перервинская ГЭС оснащена двумя гидроагрегатами 1,76 МВт (3,52 МВт общая мощность станции) и ежегодно выдает порядка 5 млн кВт-ч электроэнергии.
На Перервинской ГЭС в 2012 г. завершен капитальный ремонт гидроагрегата No 2 с заменой обмотки ротора, в 2019 г. завершен текущий ремонт гидроагрегата No 1.
Конечно, станции устаревают, и скоро им необходимо будет проводить замену оборудования. Но это довольно уникальный опыт работы малых ГЭС на важном гидрообъекте в черте огромного мегаполиса.
На фотографиях вид на Шлюзы, общий вид Перервинской ГЭС и машинный зал (последние два фото из интернета).
Эта электростанция является одной из семи малых ГЭС, эксплуатируемых ФГБУ «Канал им. Москвы». Пять ГЭС, включая Перервинскую, были введены в эксплуатацию в 1933-37 гг., две, находящиеся уже в Тверской области (Вышневолоцкая система) - во время и после Великой отечественной войны в 1943-51 гг.
Общая мощность малых ГЭС на канале им. Москвы составляет порядка 68 МВт. Ежегодно на этих ГЭС вырабатывается около 200 млн кВт-ч электроэнергии, что закрывает порядка 80% потребностей Канала на перекачку волжской воды (насосное оборудование работает на электротяге).
Сама Перервинская ГЭС оснащена двумя гидроагрегатами 1,76 МВт (3,52 МВт общая мощность станции) и ежегодно выдает порядка 5 млн кВт-ч электроэнергии.
На Перервинской ГЭС в 2012 г. завершен капитальный ремонт гидроагрегата No 2 с заменой обмотки ротора, в 2019 г. завершен текущий ремонт гидроагрегата No 1.
Конечно, станции устаревают, и скоро им необходимо будет проводить замену оборудования. Но это довольно уникальный опыт работы малых ГЭС на важном гидрообъекте в черте огромного мегаполиса.
На фотографиях вид на Шлюзы, общий вид Перервинской ГЭС и машинный зал (последние два фото из интернета).
Вот сегодня какой знаковый день! Ровно 44 года назад электроэнергию начал вырабатывать реактор на быстрых нейтронах БН-600 на Белоярской АЭС 👇👇👇
Это второй крупный промышленный реактор на быстрых нейтронах в СССР. Первым был - БН-350 в г. Шевченко (сейчас Актау).
Кстати, примечательный факт - БН-600 членом госкомиссии по приемке энергоблока был будущий президент России - Борис Ельцин. Белоярская АЭС - вообще президентская: в разные годы на её площадке побывали еще не в президентских статусах Ричард Никсон и Дмитрий Медведев 😊
Это второй крупный промышленный реактор на быстрых нейтронах в СССР. Первым был - БН-350 в г. Шевченко (сейчас Актау).
Кстати, примечательный факт - БН-600 членом госкомиссии по приемке энергоблока был будущий президент России - Борис Ельцин. Белоярская АЭС - вообще президентская: в разные годы на её площадке побывали еще не в президентских статусах Ричард Никсон и Дмитрий Медведев 😊
Forwarded from Белоярская АЭС
Вы же знаете, какой сегодня день?
🥳 День рождения БН-600! Энергоблоку №3 исполняется 44 года!
Поздравляем всех сотрудников, которые трудятся на Белоярской АЭС, тех, кто работал раньше, строил и вводил в эксплуатацию! Всех причастных 🎉
🤝 Долгих лет и безупречной работы!
Именно сегодня 8 апреля 1980 года турбогенератор ТГ-5 был включён в Свердловскую энергосистему. Энергоблок №3 начал вырабатывать электроэнергию
📸 На фотографии четвертая вахта под руководством начальника смены станции Олега Меньщикова. Именно они сейчас на смене в праздничный день
#провереновременем
#лучшаявмиреаэс
🥳 День рождения БН-600! Энергоблоку №3 исполняется 44 года!
Поздравляем всех сотрудников, которые трудятся на Белоярской АЭС, тех, кто работал раньше, строил и вводил в эксплуатацию! Всех причастных 🎉
🤝 Долгих лет и безупречной работы!
Именно сегодня 8 апреля 1980 года турбогенератор ТГ-5 был включён в Свердловскую энергосистему. Энергоблок №3 начал вырабатывать электроэнергию
📸 На фотографии четвертая вахта под руководством начальника смены станции Олега Меньщикова. Именно они сейчас на смене в праздничный день
#провереновременем
#лучшаявмиреаэс
О потенциальном «окне возможностей» на рынке СПГ
Послушал вебинар Poten & Partners о влиянии паузы в процессе лицензирования новых американских СПГ-заводов на будущее рынка СПГ. К слову, компания отличается довольно оптимистичным взглядом на сектор СПГ.
Компания представила два сценария: 1) если новые заводы СПГ из США вводятся в строй на рубеже 2028-29 гг. (первый рисунок👆); 2) запуск новых американских заводов откладывается на пару лет до начала 2030-х гг. (второй рисунок👆👆).
В первом сценарии, новым проектам заводов, инвестиционные решения по которым принимаются сейчас, будет сложно найти место под солнцем в конце 2020-х гг. в условиях жесткой конкуренции со стороны США. Второй же сценарий, напротив, даёт зеленый свет новым проектам СПГ не из США как раз в конце 2020-х – начале 2030-х гг.
Аналитики Poten & Partners считают, что от паузы с очередной волной американского СПГ могут выиграть такие производители, как Канада, Катар, ОАЭ, Папуа-Новая Гвинея, Мозамбик.
При этом новые экспортные проекты из России в компании оставляют за скобками, считая, что слишком сложен вопрос с преодолением санкций США.
Конечно, интересная ситуация может сложиться, если на рынок практически одновременно выйдут заводы сжиженного газа и из США, и из других стран. В таком случае, на значительную часть будущего десятилетия будет гарантирован избыток предложения и низкие цены.
Послушал вебинар Poten & Partners о влиянии паузы в процессе лицензирования новых американских СПГ-заводов на будущее рынка СПГ. К слову, компания отличается довольно оптимистичным взглядом на сектор СПГ.
Компания представила два сценария: 1) если новые заводы СПГ из США вводятся в строй на рубеже 2028-29 гг. (первый рисунок👆); 2) запуск новых американских заводов откладывается на пару лет до начала 2030-х гг. (второй рисунок👆👆).
В первом сценарии, новым проектам заводов, инвестиционные решения по которым принимаются сейчас, будет сложно найти место под солнцем в конце 2020-х гг. в условиях жесткой конкуренции со стороны США. Второй же сценарий, напротив, даёт зеленый свет новым проектам СПГ не из США как раз в конце 2020-х – начале 2030-х гг.
Аналитики Poten & Partners считают, что от паузы с очередной волной американского СПГ могут выиграть такие производители, как Канада, Катар, ОАЭ, Папуа-Новая Гвинея, Мозамбик.
При этом новые экспортные проекты из России в компании оставляют за скобками, считая, что слишком сложен вопрос с преодолением санкций США.
Конечно, интересная ситуация может сложиться, если на рынок практически одновременно выйдут заводы сжиженного газа и из США, и из других стран. В таком случае, на значительную часть будущего десятилетия будет гарантирован избыток предложения и низкие цены.