Это не анонимный канал 😊Меня зовут Сергей Капитонов, у меня за плечами 15 лет профессионального опыта в энергетическом секторе. В сферу моих интересов входят исследования в области традиционной энергетики, а также новых трендов альтернативной энергетики, климатической политики. Так сложилось, что за свою профессиональную жизнь в нефтегазовой журналистике, структурах «Газпрома», Московской школе управления «Сколково», «Сколтехе» мне удалось побывать на целом ряде интересных энергетических объектов, о которых с удовольствием расскажу вам. «Об энергетике нескучно» — это и авторская аналитика, и короткие заметки и размышления, и просто любопытные fun facts из мира энергетики. Добро пожаловать и располагайтесь поудобнее!
Гидроэнергетика – составная часть безуглеродной энергетики будущего?
Существуют разные оценки, насколько, «зеленой» является гидроэнергетика. Очевидно, что для сооружения плотины и технических сооружений необходимо произвести сотни тысяч и даже миллионы тонн бетона и стали. При производстве такого объема материалов, безусловно, выбрасываются значительные количества парниковых газов.
Водохранилища тоже являются источниками парниковых газов, преимущественно, метана, однако, одновременно, они способны аккумулировать значительные объемы СО2 в своих донных отложениях. В жарких странах, например, Бразилии водохранилища ГЭС являются источниками выбросов парниковых газов, в холодных, например, России – естественными хранилищами углерода.
При этом на этапе эксплуатации ГЭС прямые выбросы парниковых газов равны нулю, как у АЭС, солнечных и ветряных электростанций. Эмиссии полного цикла также чрезвычайно низки. По оценкам IPCC, ГЭС уступает лишь АЭС и ветроэлектростанциям по этому показателю.
Несмотря на то, что ГЭС требуют вывода из эксплуатации значительных земельных угодий для строительства водохранилищ, потенциал гидроэнергетики в «зеленой» повестке очевиден.
В России гидропотенциал освоен лишь на 20%, в то время как в Европе – на 80%, в США – на 70%. Поэтому в нашей стране стоит ждать новых проектов гидроэлектростанций, особенно в сфере малой гидроэнергетики.
Существуют разные оценки, насколько, «зеленой» является гидроэнергетика. Очевидно, что для сооружения плотины и технических сооружений необходимо произвести сотни тысяч и даже миллионы тонн бетона и стали. При производстве такого объема материалов, безусловно, выбрасываются значительные количества парниковых газов.
Водохранилища тоже являются источниками парниковых газов, преимущественно, метана, однако, одновременно, они способны аккумулировать значительные объемы СО2 в своих донных отложениях. В жарких странах, например, Бразилии водохранилища ГЭС являются источниками выбросов парниковых газов, в холодных, например, России – естественными хранилищами углерода.
При этом на этапе эксплуатации ГЭС прямые выбросы парниковых газов равны нулю, как у АЭС, солнечных и ветряных электростанций. Эмиссии полного цикла также чрезвычайно низки. По оценкам IPCC, ГЭС уступает лишь АЭС и ветроэлектростанциям по этому показателю.
Несмотря на то, что ГЭС требуют вывода из эксплуатации значительных земельных угодий для строительства водохранилищ, потенциал гидроэнергетики в «зеленой» повестке очевиден.
В России гидропотенциал освоен лишь на 20%, в то время как в Европе – на 80%, в США – на 70%. Поэтому в нашей стране стоит ждать новых проектов гидроэлектростанций, особенно в сфере малой гидроэнергетики.
Вы когда-нибудь видели, как выглядит гидроэлектростанция изнутри?
На этих фотографиях – машинный зал и турбины Жигулевской ГЭС (г. Жигулевск, Самарская агломерация). Станция была построена в 1950-х гг. До ввода в эксплуатацию Волжской ГЭС близ Волгограда, Жигулевская ГЭС была первой по мощности в Европе. Её мощность составляет 2488 МВт. Обратите внимание на настенные светильники – точно такие же стоят на станциях московского метро сталинских проектов 😊
На этих фотографиях – машинный зал и турбины Жигулевской ГЭС (г. Жигулевск, Самарская агломерация). Станция была построена в 1950-х гг. До ввода в эксплуатацию Волжской ГЭС близ Волгограда, Жигулевская ГЭС была первой по мощности в Европе. Её мощность составляет 2488 МВт. Обратите внимание на настенные светильники – точно такие же стоят на станциях московского метро сталинских проектов 😊
Российская гидроэнергетика берет свое начало ещё с царских времен. К 1917 г. общая мощность ГЭС России составляла порядка 16 МВт. Крупнейшей ГЭС являлась Гиндукушская (Мургабская) ГЭС в Туркмении, которая была построена для нужд местной хлопковой и мыловаренной промышленности – её мощность составляла 1 МВт.
Активное развитие советской гидроэнергетике придал принятый в конце 1920 г. план электрификации России – ГОЭЛРО.
На фотографии вы можете увидеть турбинный зал, а также внешние гидротехнические сооружения Ярополецкой ГЭС – одной из первых сельских ГЭС в СССР, построенной на реке Лама на северо-западе Подмосковья группой местных энтузиастов для снабжения электричеством деревни. Её мощность составляла 48 кВт. По легенде, станцию посетил В.И. Ленин, чье имя она и носила на протяжении своего срока эксплуатации. А работала Ярополецкая ГЭС до 1980 г.!
Активное развитие советской гидроэнергетике придал принятый в конце 1920 г. план электрификации России – ГОЭЛРО.
На фотографии вы можете увидеть турбинный зал, а также внешние гидротехнические сооружения Ярополецкой ГЭС – одной из первых сельских ГЭС в СССР, построенной на реке Лама на северо-западе Подмосковья группой местных энтузиастов для снабжения электричеством деревни. Её мощность составляла 48 кВт. По легенде, станцию посетил В.И. Ленин, чье имя она и носила на протяжении своего срока эксплуатации. А работала Ярополецкая ГЭС до 1980 г.!
Немного отвлечемся от гидроэнергетики. По долгу службы периодически даю комментарии различным изданиям. В этот раз поговорили о возможном «газовом ОПЕК» с Mail.ru.
Сама идея далеко не нова. Форум стран экспортеров газа (ФСЭГ) был создан 15 лет назад, однако площадка так и не стала аналогом ОПЕК, т.е. организацией, способной влиять на рынки газа. Скорее – это платформа для дискуссий, газового PR, аналитики и прогнозирования.
Последние три года, однако, выявили всю хрупкость баланса на газовых рынка. «Коронакризисный» 2020-й обрушил цены на газ в Европе до внутрироссийских в регионах добычи, а ценовое ралли 2021-2022 гг. подняло цены до невиданных ранее уровней. Оба цикла негативны для будущего природного газа в энергетике. При необоснованно низких ценах на газ производители газа не могут окупить свои многомиллиардные затраты на инфраструктурные проекты, при аномально высоких – уже страдают потребители, отдавая предпочтение альтернативным видам топлива. В долгосрочном периоде для газовых рынков необходима предсказуемость, поощрение взаимных инвестиций, здоровая конкуренция, а не «война всех против всех».
Из последних геополитических вызовов – потеря Россией большей части рынка Европы, желание «заблокированных» производителей, как Иран, поставлять газ на мировые рынки. В этой связи создание возможного «газового ОПЕК» приобретает актуальность. Материализуется ли историческая логика – покажет время. Не надо забывать, что даже дружественные производители газа на мировых рынках остаются конкурентами...
https://finance.mail.ru/amp/2023-08-11/dva-polyusa-sily-sozdadut-li-gazovyy-kartel-iran-i-rossiya-57368205/
Сама идея далеко не нова. Форум стран экспортеров газа (ФСЭГ) был создан 15 лет назад, однако площадка так и не стала аналогом ОПЕК, т.е. организацией, способной влиять на рынки газа. Скорее – это платформа для дискуссий, газового PR, аналитики и прогнозирования.
Последние три года, однако, выявили всю хрупкость баланса на газовых рынка. «Коронакризисный» 2020-й обрушил цены на газ в Европе до внутрироссийских в регионах добычи, а ценовое ралли 2021-2022 гг. подняло цены до невиданных ранее уровней. Оба цикла негативны для будущего природного газа в энергетике. При необоснованно низких ценах на газ производители газа не могут окупить свои многомиллиардные затраты на инфраструктурные проекты, при аномально высоких – уже страдают потребители, отдавая предпочтение альтернативным видам топлива. В долгосрочном периоде для газовых рынков необходима предсказуемость, поощрение взаимных инвестиций, здоровая конкуренция, а не «война всех против всех».
Из последних геополитических вызовов – потеря Россией большей части рынка Европы, желание «заблокированных» производителей, как Иран, поставлять газ на мировые рынки. В этой связи создание возможного «газового ОПЕК» приобретает актуальность. Материализуется ли историческая логика – покажет время. Не надо забывать, что даже дружественные производители газа на мировых рынках остаются конкурентами...
https://finance.mail.ru/amp/2023-08-11/dva-polyusa-sily-sozdadut-li-gazovyy-kartel-iran-i-rossiya-57368205/
Финансы Mail.ru
Создадут ли «газовую ОПЕК» Иран и Россия: мнения экспертов
Создание аналога ОПЕК в газовой отрасли обсуждают уже многие годы. Есть ли реальные шансы появления такого альянса сейчас, разбирались Финансы Mail.ru.
Сегодня основной нарратив в дискуссии о трансформации мировой энергетики (особенно в развитых странах Запада) – это переход с традиционных источников энергии на ВИЭ и максимальная электрификация всех возможных процессов.
Однако еще лет 10 назад бытовало мнение, что переход на ВИЭ – это тренд постиндустриальных обществ, а для индустриальных и доиндустриальных – главное перейти с угля или твердой биомассы (иными словами, дров) на более современные энергоносители, как газ метан или сжиженные углеводородные газы. Сейчас мы видим, что некоторые общества минуют эту ступень, и сегодня абсолютно нормальная картина, когда в аутентичных африканских деревнях жители, ведущие традиционный образ жизни, заряжают мобильные телефоны от солнечных батарей.
Однако это – только одна из картинок энергоперехода. Другая сторона – это мощнейшие индустриальные комплексы Азии, да и Европы, которые, по-прежнему, широко используют уголь, потребление которого в мире, кстати, достигло рекорда в 2022 г. И здесь замена угля газом – даст ощутимый экологический эффект.
На мой взгляд, говоря об энергопереходе, следует представлять матрицу различных сценариев и понимать необходимый масштаб трансформации глобальной энергосистемы для выхода на цели Парижского соглашения к середине века. О возможных сценариях энергоперехода в вольном режиме разговора прокомментировал изданию «Вестник атомпрома». Там же высказались и уважаемые коллеги по отрасли.
https://atomvestnik.ru/2023/07/31/chisto-s-umom/
Однако еще лет 10 назад бытовало мнение, что переход на ВИЭ – это тренд постиндустриальных обществ, а для индустриальных и доиндустриальных – главное перейти с угля или твердой биомассы (иными словами, дров) на более современные энергоносители, как газ метан или сжиженные углеводородные газы. Сейчас мы видим, что некоторые общества минуют эту ступень, и сегодня абсолютно нормальная картина, когда в аутентичных африканских деревнях жители, ведущие традиционный образ жизни, заряжают мобильные телефоны от солнечных батарей.
Однако это – только одна из картинок энергоперехода. Другая сторона – это мощнейшие индустриальные комплексы Азии, да и Европы, которые, по-прежнему, широко используют уголь, потребление которого в мире, кстати, достигло рекорда в 2022 г. И здесь замена угля газом – даст ощутимый экологический эффект.
На мой взгляд, говоря об энергопереходе, следует представлять матрицу различных сценариев и понимать необходимый масштаб трансформации глобальной энергосистемы для выхода на цели Парижского соглашения к середине века. О возможных сценариях энергоперехода в вольном режиме разговора прокомментировал изданию «Вестник атомпрома». Там же высказались и уважаемые коллеги по отрасли.
https://atomvestnik.ru/2023/07/31/chisto-s-umom/
atomvestnik.ru
Чисто с умом
Как примирить достижение климатических целей и решение задач эффективного энергоснабжения
Материализуются договоренности о тройственном газовом союзе России, Казахстана и Узбекистана. Сейчас ньюсмейкером выступило Минэнерго Казахстана, заявив, что транзитные поставки российского газа в Узбекистан могут составить до 10 млрд куб. м в год.
Пока сотрудничество в рамках «газового треугольника» идёт по ожидаемому сценарию – это исключительно коммерческая и нишевая история. О каких-то геополитически революционных концептах пока речи не идет.
В Узбекистане в последние годы газовый баланс складывается почти «в ноль» (и на ряде предприятий газ заменяют углем), при этом у страны обязательства по поставкам до 10 млрд куб. м газа в год в Китай. В Казахстане ситуация менее напряженная, но добыча газа в последние годы стагнирует с трендом в сторону снижения, а внутренний спрос растет. И у Астаны есть контракт с Китаем по поставкам аналогичных 10 млрд куб. м газа в год. И Узбекистан, и Казахстан в последние годы значительно недопоставляли газ в Китай (см. заглавную картинку на данных BP 👆), основным центральноазиатским поставщиком, по-прежнему, является Туркменистан.
Если российский газ будет поставляться в Казахстан и Узбекистан с выгодным для них дисконтом к цене экспортной поставки в Китай, то пазл сложится. Россия получит новые рынки сбыта (столь необходимые при потерянном рынке ЕС) и определенные экспортные доходы (пусть и не такие, как в случае с Европой), а Казахстан и Узбекистан смогут нарастить поставки газа в Китай, получая необходимые валютные доходы.
О текущей конструкции поговорил с РБК: https://www.rbc.ru/business/15/08/2023/64db4b429a79477e12def06c?from=newsfeed
Пока сотрудничество в рамках «газового треугольника» идёт по ожидаемому сценарию – это исключительно коммерческая и нишевая история. О каких-то геополитически революционных концептах пока речи не идет.
В Узбекистане в последние годы газовый баланс складывается почти «в ноль» (и на ряде предприятий газ заменяют углем), при этом у страны обязательства по поставкам до 10 млрд куб. м газа в год в Китай. В Казахстане ситуация менее напряженная, но добыча газа в последние годы стагнирует с трендом в сторону снижения, а внутренний спрос растет. И у Астаны есть контракт с Китаем по поставкам аналогичных 10 млрд куб. м газа в год. И Узбекистан, и Казахстан в последние годы значительно недопоставляли газ в Китай (см. заглавную картинку на данных BP 👆), основным центральноазиатским поставщиком, по-прежнему, является Туркменистан.
Если российский газ будет поставляться в Казахстан и Узбекистан с выгодным для них дисконтом к цене экспортной поставки в Китай, то пазл сложится. Россия получит новые рынки сбыта (столь необходимые при потерянном рынке ЕС) и определенные экспортные доходы (пусть и не такие, как в случае с Европой), а Казахстан и Узбекистан смогут нарастить поставки газа в Китай, получая необходимые валютные доходы.
О текущей конструкции поговорил с РБК: https://www.rbc.ru/business/15/08/2023/64db4b429a79477e12def06c?from=newsfeed
РБК
В Казахстане оценили объем экспорта газа из России в Узбекистан
Экспорт российского газа в Узбекистан через Казахстан составит до 10 млрд куб. м — втрое выше анонсированных поставок. На пересмотр прогноза влияет рост потребления газа, но важно не задеть интересы
Ну и завершая историю с «тройственным газовым союзом» не могу не отметить экзотическую на сегодня, но потенциально стратегически интересную концепцию поставок российского газа через страны Центральной Азии. Но нет, не в Китай. А в Южную Азию – Пакистан и Индию.
По системе газопроводов «Средняя Азия – Центр» совокупной мощностью 80 млрд куб. м российский газ можно в реверсном режиме доставить до юга Туркменистана и Узбекистана. А дальше, при совместном сотрудничестве с центральноазиатскими странами, реализовать проект строительства газопровода через Афганистан в Пакистан и Индию. Объем такого нового строительства по кратчайшему маршруту составит порядка 1500 км. Для сравнения – протяженность «Силы Сибири» составляет более 3000 км. Да, такой проект потребует недюжинных дипломатических усилий, однако на кону одни из самых перспективных газовых рынков в мире, которые на сегодняшний день недоразвиты именно из-за опоры на СПГ, который тяжело доставить вглубь страны с береговых терминалов.
Какое-то время назад написал о таком сценарии в «Инфотэк».
Звучит, конечно, пока как фантастика, но и многие газопроводные проекты последних десятилетий сначала воспринимались со скпесисом…https://itek.ru/analytics/trojstvennyj-gazovyj-sojuz/
По системе газопроводов «Средняя Азия – Центр» совокупной мощностью 80 млрд куб. м российский газ можно в реверсном режиме доставить до юга Туркменистана и Узбекистана. А дальше, при совместном сотрудничестве с центральноазиатскими странами, реализовать проект строительства газопровода через Афганистан в Пакистан и Индию. Объем такого нового строительства по кратчайшему маршруту составит порядка 1500 км. Для сравнения – протяженность «Силы Сибири» составляет более 3000 км. Да, такой проект потребует недюжинных дипломатических усилий, однако на кону одни из самых перспективных газовых рынков в мире, которые на сегодняшний день недоразвиты именно из-за опоры на СПГ, который тяжело доставить вглубь страны с береговых терминалов.
Какое-то время назад написал о таком сценарии в «Инфотэк».
Звучит, конечно, пока как фантастика, но и многие газопроводные проекты последних десятилетий сначала воспринимались со скпесисом…https://itek.ru/analytics/trojstvennyj-gazovyj-sojuz/
ИнфоТЭК
Тройственный газовый союз
Центральная Азия исторически являлась одним из столпов становления газовой промышленности СССР наряду с Западной Сибирью, Поволжьем и Украиной. Месторождения нефти и газа были открыты по всему реги...
Малозамеченным в российском инфополе прошёл сигнал от китайских инвесторов проекта «Арктик СПГ-2» о том, что проект продолжает финансироваться со стороны всех партнеров, а производство первой партии СПГ состоится уже в этом году. Об этом заявил финансовый директор одного из китайских инвесторов – компании CNOOC – Си Вэйчжи.
В марте 2022 г. французская компания Total Energies объявила о том, что прекращает инвестиции в проект. Французской стороне принадлежит прямая 10%-ная доля в «Арктик СПГ-2» и 19,4%-ная доля в самом «Новатэке».
Ранее совладелец и председатель правления «Новатэка» Леонид Михельсон заявлял о том, что из-за санкций у компании возникли «большие сложности по продукции, услугам и логистике». По слухам, часть ключевого оборудования, произведенного западными подрядчиками, приходилось вывозить с западных рынков в атмосфере секретности.
Установка на днях первой технологической линии на терминале «Утренний» на Гыдане, и заверения представителей китайского бизнеса – это сильный сигнал о том, что реализация проекта продолжается согласно плану. Можно предположить, что и со второй технологической очередью проекта проблем не будет (в апреле этого года «Новатэк» оценивал её готовность в 80%). При этом больше всего интересует судьба третьей технологической линии, так как каких-то свежих данных о процессе её строительства не поступало.
Таким образом, «Арктик СПГ-2» на сегодняшний день остается единственным новым российским проектом СПГ, который может попасть в узкое «окно возможностей» до 2025-26 гг., когда спрос на СПГ в мире будет превышать предложение – а значит, привлекательной будет ценовая и конкурентная среды. Остальным же российским проектам, которые будут запускаться уже ближе к 2030-м гг. предстоит жесткая конкурентная борьба с поставщиками из США, Катара и других регионов.
Катар уже принял инвестрешения о расширении своих мощностей СПГ с 77 млн т до 110 млн т к 2026 г. и может принять решения о дополнительном производстве в 16 млн т в ближайшее время. В США в этом году была согласована первая стадия завода Port Arthur LNG (10,5 млн т/г), вторая стадия завода Plaquemines LNG (6,6 млн т/г) и первая стадия завода Rio Grande LNG (17,6 млн т/г). В 2022 г. в США были приняты инвестрешения на новые заводы СПГ общим объемом 23 млн т/г.
В марте 2022 г. французская компания Total Energies объявила о том, что прекращает инвестиции в проект. Французской стороне принадлежит прямая 10%-ная доля в «Арктик СПГ-2» и 19,4%-ная доля в самом «Новатэке».
Ранее совладелец и председатель правления «Новатэка» Леонид Михельсон заявлял о том, что из-за санкций у компании возникли «большие сложности по продукции, услугам и логистике». По слухам, часть ключевого оборудования, произведенного западными подрядчиками, приходилось вывозить с западных рынков в атмосфере секретности.
Установка на днях первой технологической линии на терминале «Утренний» на Гыдане, и заверения представителей китайского бизнеса – это сильный сигнал о том, что реализация проекта продолжается согласно плану. Можно предположить, что и со второй технологической очередью проекта проблем не будет (в апреле этого года «Новатэк» оценивал её готовность в 80%). При этом больше всего интересует судьба третьей технологической линии, так как каких-то свежих данных о процессе её строительства не поступало.
Таким образом, «Арктик СПГ-2» на сегодняшний день остается единственным новым российским проектом СПГ, который может попасть в узкое «окно возможностей» до 2025-26 гг., когда спрос на СПГ в мире будет превышать предложение – а значит, привлекательной будет ценовая и конкурентная среды. Остальным же российским проектам, которые будут запускаться уже ближе к 2030-м гг. предстоит жесткая конкурентная борьба с поставщиками из США, Катара и других регионов.
Катар уже принял инвестрешения о расширении своих мощностей СПГ с 77 млн т до 110 млн т к 2026 г. и может принять решения о дополнительном производстве в 16 млн т в ближайшее время. В США в этом году была согласована первая стадия завода Port Arthur LNG (10,5 млн т/г), вторая стадия завода Plaquemines LNG (6,6 млн т/г) и первая стадия завода Rio Grande LNG (17,6 млн т/г). В 2022 г. в США были приняты инвестрешения на новые заводы СПГ общим объемом 23 млн т/г.
На днях вышла очередная статистика от Минэнерго США по экспорту американского СПГ. За первое полугодие экспорт СПГ из США вырос в пределах 3 млрд куб. м по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Оговорюсь, что статистика Минэнерго не является абсолютным постулатом и часто не совпадает с данными профильных агентств.
За 6 месяцев 2022 г. на экспорт было поставлено 57 млрд куб. м, за 6 месяцев 2023 г. – около 60 млрд куб. м.
Да, на статистику этого года повлиял ввод в повторную эксплуатацию завода Freeport LNG в только середине февраля 2023 г. Этот завод был остановлен на второй неделе июня 2022 г. из-за пожара. Но и в статистике прошлого года отражался ввод только в марте завода Calcasieu Pass.
Новых вводов заводов в эксплуатацию в США в этом году не планируется, но и на существующей базе в отсутствии «черных лебедей» поставки этого года превысят 120 млрд куб. м, что выведет США на позицию крупнейшего поставщика СПГ в мире.
Что касается географии поставок, то такой широкой базой клиентов, наверное, не может похвастаться сегодня ни один поставщик. В первом полугодии этого года СПГ из США поставлялся в 33 юрисдикции. На Европу при этом пришлось 71% поставленных партий, на Азию – 21%, на Латинскую Америку – 7% и на Ближний Восток – 1%.
С учетом трубопроводных поставок в Мексику (порядка 60 млрд куб. м) и Канаду (около 30 млрд куб. м), США в этом году станут крупнейшим экспортером природного газа в мире.
Любопытные картинки ниже👇
За 6 месяцев 2022 г. на экспорт было поставлено 57 млрд куб. м, за 6 месяцев 2023 г. – около 60 млрд куб. м.
Да, на статистику этого года повлиял ввод в повторную эксплуатацию завода Freeport LNG в только середине февраля 2023 г. Этот завод был остановлен на второй неделе июня 2022 г. из-за пожара. Но и в статистике прошлого года отражался ввод только в марте завода Calcasieu Pass.
Новых вводов заводов в эксплуатацию в США в этом году не планируется, но и на существующей базе в отсутствии «черных лебедей» поставки этого года превысят 120 млрд куб. м, что выведет США на позицию крупнейшего поставщика СПГ в мире.
Что касается географии поставок, то такой широкой базой клиентов, наверное, не может похвастаться сегодня ни один поставщик. В первом полугодии этого года СПГ из США поставлялся в 33 юрисдикции. На Европу при этом пришлось 71% поставленных партий, на Азию – 21%, на Латинскую Америку – 7% и на Ближний Восток – 1%.
С учетом трубопроводных поставок в Мексику (порядка 60 млрд куб. м) и Канаду (около 30 млрд куб. м), США в этом году станут крупнейшим экспортером природного газа в мире.
Любопытные картинки ниже👇
А что с поставками российского газа?
С учетом зафиксированного летом тренда по увеличению поставок газа «Газпрома» в Европу, годовые поставки концерна в Европу могут составить порядка 26-27 млрд куб. м газа в 2023 г.
Обращает внимание и снижение экспорта «Газпрома» в Турцию – 25%-ное снижение по итогам первых 5 месяцев. В результате, с сохранением текущего тренда, поставки «Газпрома» в Турцию могут составить порядка 20 млрд куб. м по итогам года, при этом на волне роста цен на нефть (а контракты в Турцию «привязаны» к ценам нефти), во второй половине года снижение может усилиться.
Частично компенсирует поставки на западном и южном направлении рост поставок газа в Китай. Запланировано, что они вырастут с 15,5 млрд куб. м в прошлом году до 22 млрд куб. м в 2023 г. Таким образом совокупные поставки «Газпрома» в Дальнее Зарубежье (по классификации концерна – это Европа, Турция и Китай) по итогам 2023 г. могут снизиться до порядка 70 млрд куб. м.
На российский сектор СПГ сейчас оказывают влияние фактор технических работ на производственных объектах и логистические проблемы. По итогам года можно ожидать поставки в объеме 40-42 млрд куб. м газа в форме СПГ (5-10%-ное снижение по итогам года). При этом нужно помнить, что 2022 г. был рекордным для поставок российского СПГ – тогда на экспорт было отправлено порядка 45 млрд куб. м в форме СПГ.
С учетом зафиксированного летом тренда по увеличению поставок газа «Газпрома» в Европу, годовые поставки концерна в Европу могут составить порядка 26-27 млрд куб. м газа в 2023 г.
Обращает внимание и снижение экспорта «Газпрома» в Турцию – 25%-ное снижение по итогам первых 5 месяцев. В результате, с сохранением текущего тренда, поставки «Газпрома» в Турцию могут составить порядка 20 млрд куб. м по итогам года, при этом на волне роста цен на нефть (а контракты в Турцию «привязаны» к ценам нефти), во второй половине года снижение может усилиться.
Частично компенсирует поставки на западном и южном направлении рост поставок газа в Китай. Запланировано, что они вырастут с 15,5 млрд куб. м в прошлом году до 22 млрд куб. м в 2023 г. Таким образом совокупные поставки «Газпрома» в Дальнее Зарубежье (по классификации концерна – это Европа, Турция и Китай) по итогам 2023 г. могут снизиться до порядка 70 млрд куб. м.
На российский сектор СПГ сейчас оказывают влияние фактор технических работ на производственных объектах и логистические проблемы. По итогам года можно ожидать поставки в объеме 40-42 млрд куб. м газа в форме СПГ (5-10%-ное снижение по итогам года). При этом нужно помнить, что 2022 г. был рекордным для поставок российского СПГ – тогда на экспорт было отправлено порядка 45 млрд куб. м в форме СПГ.