Санкции против ММВБ: иранский кейс
"Все счастливые семьи похожи друг на друга, каждая несчастливая семья несчастлива по своему" – то же можно сказать и про страны, столкнувшиеся с западными санкциями. Тем не менее, то, как организованы торги валютой в подсанкционном Иране, может представлять интерес и для России – с учетом введенных сегодня OFAC санкций против ММВБ.
В сентябре 2019 г. Минфин США ввел санкции против ЦБ Ирана, обвинив иранский ЦБ в финансировании Корпуса стражей иранской революции (КСИР) и ливанской Хезболлы. Несмотря на это контролируемая ЦБ онлайн-площадка по торговле валютой NIMA (созданная в апреле 2018 г.) продолжала торги. На NIMA экспортеры продают, а импортеры и банки – покупают валюту. Те санкции не привели к заметным колебаниям валютного курса на NIMA, оставшегося в конце 2019 г. в диапазоне 110 тыс. риалов/долл. Более того, введенные США санкции не оказали заметного влияния и на объемы валютных транзакций на межбанковском рынке - доля доллара в 2019-20 ф.г. (закончился 19 марта 2020 г.) даже выросла до 12% (правда, ненадолго - в 2021-22 ф.г. на доллар пришлось менее 2% продаж).
NIMA и сейчас остается ключевой валютной площадкой для экспортеров и банков; для проведения транзакций с зарубежными партнерами – в условиях отключения от SWIFT – используется hawala, неформальная международная система исламского банкинга. Таким образом, это реальный, а не "бумажный" курс. В рамках NIMA есть несколько различных валютных курсов - для покупки валюты для закупки критического импорта (по-прежнему субсидируется ЦБ), при продаже валюты экспортерами, при продаже наличной валюты. Последний курс близок к оценкам онлайн-площадки bonbast, мониторящей курс у уличных менял (т.н. "курс черного рынка"). Это более волатильный (дневной объем торгов на NIMA составляет 200-300 млн долл. в день) и менее прозрачный сегмент валютного рынка, курс которого, однако, стал индикативным для зарубежных аналитиков и контрагентов. Тем более, что заниженность курса NIMA признает и иранский ЦБ (время от времени рассматривающий возможность разрешить экспортерам продавать часть валютной выручки напрямую менялам).
Иранский опыт позволяет сделать как минимум два вывода:
- "вытолкнуть" страну из долларовой системы сложно, даже когда решение выглядит простым (санкции OFAC, отключение от SWIFT),
- сегментация валютного рынка и множественность курсов не повышает устойчивость рынка, но создает возможности для перераспределения доходов к "избранным", получающим до 3-5 млрд долл. в год от участия в схемах покупки валюты по льготному курсу.
#Иран #Россия #ММВБ #Санкции
"Все счастливые семьи похожи друг на друга, каждая несчастливая семья несчастлива по своему" – то же можно сказать и про страны, столкнувшиеся с западными санкциями. Тем не менее, то, как организованы торги валютой в подсанкционном Иране, может представлять интерес и для России – с учетом введенных сегодня OFAC санкций против ММВБ.
В сентябре 2019 г. Минфин США ввел санкции против ЦБ Ирана, обвинив иранский ЦБ в финансировании Корпуса стражей иранской революции (КСИР) и ливанской Хезболлы. Несмотря на это контролируемая ЦБ онлайн-площадка по торговле валютой NIMA (созданная в апреле 2018 г.) продолжала торги. На NIMA экспортеры продают, а импортеры и банки – покупают валюту. Те санкции не привели к заметным колебаниям валютного курса на NIMA, оставшегося в конце 2019 г. в диапазоне 110 тыс. риалов/долл. Более того, введенные США санкции не оказали заметного влияния и на объемы валютных транзакций на межбанковском рынке - доля доллара в 2019-20 ф.г. (закончился 19 марта 2020 г.) даже выросла до 12% (правда, ненадолго - в 2021-22 ф.г. на доллар пришлось менее 2% продаж).
NIMA и сейчас остается ключевой валютной площадкой для экспортеров и банков; для проведения транзакций с зарубежными партнерами – в условиях отключения от SWIFT – используется hawala, неформальная международная система исламского банкинга. Таким образом, это реальный, а не "бумажный" курс. В рамках NIMA есть несколько различных валютных курсов - для покупки валюты для закупки критического импорта (по-прежнему субсидируется ЦБ), при продаже валюты экспортерами, при продаже наличной валюты. Последний курс близок к оценкам онлайн-площадки bonbast, мониторящей курс у уличных менял (т.н. "курс черного рынка"). Это более волатильный (дневной объем торгов на NIMA составляет 200-300 млн долл. в день) и менее прозрачный сегмент валютного рынка, курс которого, однако, стал индикативным для зарубежных аналитиков и контрагентов. Тем более, что заниженность курса NIMA признает и иранский ЦБ (время от времени рассматривающий возможность разрешить экспортерам продавать часть валютной выручки напрямую менялам).
Иранский опыт позволяет сделать как минимум два вывода:
- "вытолкнуть" страну из долларовой системы сложно, даже когда решение выглядит простым (санкции OFAC, отключение от SWIFT),
- сегментация валютного рынка и множественность курсов не повышает устойчивость рынка, но создает возможности для перераспределения доходов к "избранным", получающим до 3-5 млрд долл. в год от участия в схемах покупки валюты по льготному курсу.
#Иран #Россия #ММВБ #Санкции
Навстречу Моди: российско-индийская торговля: неравный обмен
В 2023 г. оборот российско-индийской внешней торговли составил 65,5 млрд долл., что позволило России войти в Топ-5 крупнейших торговых партнеров Индии, уступая лишь странам ЕС, США, Китаю и ОАЭ (выступающим торговым хабом для индийской торговли).
Для Индии характерна большая неравномерность торговых потоков, но в случае с Россией небаланс остается рекордным - экспорт в Россию в 2023 г. был в 15 раз ниже импорта. В последние месяцы поставки товаров из Индию в Россию выросли до 0,4 млрд долл. в месяц, импорт стабильно превышал 5 млрд долл., что позволило России занять 2-е место среди поставщиков товаров в страну, уступая лишь Китаю.
В январе-апреле 2024 г. внешнеторговый оборот России и Индии превысил 23 млрд долл. (16% всей российской внешней торговли), импорт из России составил 21,6 млрд долл. Роль Индии для российского экспорта растет, но поставки остаются не диверсифицированными.
#НавстречуМоди #Индия #Россия #ВнешняяТорговля
В 2023 г. оборот российско-индийской внешней торговли составил 65,5 млрд долл., что позволило России войти в Топ-5 крупнейших торговых партнеров Индии, уступая лишь странам ЕС, США, Китаю и ОАЭ (выступающим торговым хабом для индийской торговли).
Для Индии характерна большая неравномерность торговых потоков, но в случае с Россией небаланс остается рекордным - экспорт в Россию в 2023 г. был в 15 раз ниже импорта. В последние месяцы поставки товаров из Индию в Россию выросли до 0,4 млрд долл. в месяц, импорт стабильно превышал 5 млрд долл., что позволило России занять 2-е место среди поставщиков товаров в страну, уступая лишь Китаю.
В январе-апреле 2024 г. внешнеторговый оборот России и Индии превысил 23 млрд долл. (16% всей российской внешней торговли), импорт из России составил 21,6 млрд долл. Роль Индии для российского экспорта растет, но поставки остаются не диверсифицированными.
#НавстречуМоди #Индия #Россия #ВнешняяТорговля
День до дедлайна: правительство продлило разрешение на экспорт бензина
29 июня Правительство одобрило продление временного разрешения на экспорт бензина до 31 июля.
Запрет на поставки бензина за пределы ЕАЭС был введен властями на полгода с 1 марта по 31 августа. Тогда из-за атак украинских БПЛА на российские НПЗ и ожидания высокого спроса, появились опасения о возникновении на внутреннем рынке дефицита в летний период. Но уже 20 мая действие ограничений было приостановлено до 30 июня, а теперь разрешение на экспорт продлено до 31 июля. Правительство говорит о контроле над ситуацией на внутреннем рынке. Сказать, что происходит на внутреннем рынке сейчас сложно - с апреля Росстат и ЦДУ по требованию властей заметно сократили объем публикуемых по нефтепереработке данных.
Тем не менее, оперативные данные по отгрузкам показывают, что в мае поставки бензина на внутренний рынок остаются стабильными и превышают уровни 2022-23 гг., несмотря на то, что некоторые НПЗ продолжали внеплановый ремонт установок, поврежденных из-за атак украинских БПЛА. Удастся ли сохранить такую динамику в июле-августе? Во многом, это будет зависеть от того, вернутся ли к работе все пострадавшие от атак НПЗ и какой будет ценовая конъюнктура на внешних рынках - ведь высокий дифференциал с мировыми ценами создает дополнительный стимул для экспорта.
#Россия #ЭкспортБензина #ВнутреннийРынок
29 июня Правительство одобрило продление временного разрешения на экспорт бензина до 31 июля.
Запрет на поставки бензина за пределы ЕАЭС был введен властями на полгода с 1 марта по 31 августа. Тогда из-за атак украинских БПЛА на российские НПЗ и ожидания высокого спроса, появились опасения о возникновении на внутреннем рынке дефицита в летний период. Но уже 20 мая действие ограничений было приостановлено до 30 июня, а теперь разрешение на экспорт продлено до 31 июля. Правительство говорит о контроле над ситуацией на внутреннем рынке. Сказать, что происходит на внутреннем рынке сейчас сложно - с апреля Росстат и ЦДУ по требованию властей заметно сократили объем публикуемых по нефтепереработке данных.
Тем не менее, оперативные данные по отгрузкам показывают, что в мае поставки бензина на внутренний рынок остаются стабильными и превышают уровни 2022-23 гг., несмотря на то, что некоторые НПЗ продолжали внеплановый ремонт установок, поврежденных из-за атак украинских БПЛА. Удастся ли сохранить такую динамику в июле-августе? Во многом, это будет зависеть от того, вернутся ли к работе все пострадавшие от атак НПЗ и какой будет ценовая конъюнктура на внешних рынках - ведь высокий дифференциал с мировыми ценами создает дополнительный стимул для экспорта.
#Россия #ЭкспортБензина #ВнутреннийРынок
Добыча нефти в России. Что случилось в июне?
ЦДУ и Росстат сохраняют молчание, но свои оценки российской добычи нефти продолжают публиковать международные агентства. Первым по традиции отчитался Argus (Platts и остальные участники рынка опубликуют свои расчеты на этой неделе). По оценке агентства, в июне добыча нефти в России снизилась на 0,12 мбд, до 9,14 мбд (38.2 млн т при пересчете с учетом "уточненного коэффициента баррелизации ЦДУ").
При этом Argus заметно пересмотрел расчеты по майской добыче, "подняв" оценки сразу на 0,15 мбд, до 9,26 мбд (таким образом, "текущая" оценка июня оказалась на 0,03 мбд выше майских данных). Заметные расхождения в текущих и уточненных (спустя месяц) оценках уже были год назад, когда отрасль также испытывала турбулентность из-за резкого сокращения квот ОПЕК+ (с июля 2023 г. квота была снижена с 10,48 мбд до 9,33 мбд) и необходимости быстрой перестройки добычи. Тогда Argus также пересматривал оценки и обычно - вверх.
Есть ли вероятность, что июньская оценка добычи будет вновь пересмотрена вверх? Да. Международные агентства оценивают динамику добычи на основе доступных данных по экспорту, переработке нефти, запасам, данным участников рынка и в начале месяца таких данных совсем немного. Но уже доступная информация говорит о том, что в июне 2024 г. российские нефтяники чувствовали себя совсем неплохо - суточный экспорт нефти вырос на 5% м/м при восстановлении спроса в нефтепереработке после выхода из ремонтов НПЗ в Поволжье и на Юге. Вероятно, итоговая оценка добычи может быть ближе к 9,2 мбд, а не к 9,1 мбд.
#ДобычаНефти #Россия #ОПЕК #Argus
ЦДУ и Росстат сохраняют молчание, но свои оценки российской добычи нефти продолжают публиковать международные агентства. Первым по традиции отчитался Argus (Platts и остальные участники рынка опубликуют свои расчеты на этой неделе). По оценке агентства, в июне добыча нефти в России снизилась на 0,12 мбд, до 9,14 мбд (38.2 млн т при пересчете с учетом "уточненного коэффициента баррелизации ЦДУ").
При этом Argus заметно пересмотрел расчеты по майской добыче, "подняв" оценки сразу на 0,15 мбд, до 9,26 мбд (таким образом, "текущая" оценка июня оказалась на 0,03 мбд выше майских данных). Заметные расхождения в текущих и уточненных (спустя месяц) оценках уже были год назад, когда отрасль также испытывала турбулентность из-за резкого сокращения квот ОПЕК+ (с июля 2023 г. квота была снижена с 10,48 мбд до 9,33 мбд) и необходимости быстрой перестройки добычи. Тогда Argus также пересматривал оценки и обычно - вверх.
Есть ли вероятность, что июньская оценка добычи будет вновь пересмотрена вверх? Да. Международные агентства оценивают динамику добычи на основе доступных данных по экспорту, переработке нефти, запасам, данным участников рынка и в начале месяца таких данных совсем немного. Но уже доступная информация говорит о том, что в июне 2024 г. российские нефтяники чувствовали себя совсем неплохо - суточный экспорт нефти вырос на 5% м/м при восстановлении спроса в нефтепереработке после выхода из ремонтов НПЗ в Поволжье и на Юге. Вероятно, итоговая оценка добычи может быть ближе к 9,2 мбд, а не к 9,1 мбд.
#ДобычаНефти #Россия #ОПЕК #Argus
Белоруссия: 5.4 млрд долл. энерго-субсидий в 2023 г., 120 млрд за 30 лет
Привилегированные отношения с Россией в энергетической сфере возникли почти сразу после прихода к власти Александра Лукашенко. В середине 1990-х гг. Россия переходила на рыночные условия поставок нефти со странами СНГ, но эти нововведения не затронули Белоруссию: в начале 1995 г. РБ заключила с Россией Договор о добрососедстве и сотрудничестве, а уже через 4 года договорилась об образовании Союзного государства.
Это позволило требовать Белоруссии от России поставок нефти и газа по сниженным ценам. Эффект от доступа к дешевой энергии стал особенно заметен в середине 2000-х гг., когда энергетический трансферт со стороны России достигал 8-16%. МВФ дает еще более высокие оценки, полагая, что, например, в 2008 г. 1/5 белорусской экономики формировалась за счет получения нефти и газа из России по низким ценам. Заметные различия в оценках обычно связаны с тем, какие цены считаются "рыночными" при оценке получаемой субсидии: мы берем средние экспортные цены из России (исключая РБ), МВФ - индикативные цены поставок в Западную Европу. Оба подхода имеют свою логику и недостатки - например, сейчас сложно говорить о том, что цены на газ в ФРГ остаются для "Газпрома" рыночным ориентиром.
Налоговые маневры в российской нефтяной отрасли заметно снизили энергетический трансферт в РБ. В октябре 2022 г. Белоруссии удалось добиться от России подписания договора об общих принципах налогообложения и косвенных налогов, получив доступ к вычету по акцизу на нефтяное сырье. Редкая в мировой практике ситуация, когда одно государство выплачивает другому де-факто внутренний налоговый вычет. В 2024 г. в рамках этого механизма РБ получит 0,65 млрд долл. Приятно, но на порядок меньше показателей 2014-15 гг. (5-5,5 млрд долл.). Газовая субсидия остается высокой, но и здесь Белоруссии не удалось добиться программы-максимум - Александр Лукашенко хотел покупать газ по цене "для Смоленской области", а пока что платит почти в 2 раза больше.
И все же - в 2023 г. энергетический трансферт из России составил 5,4 млрд долл., в 2024 г. РБ получит 3,5 млрд долл. За последние 30 лет Белоруссия выручила 120 млрд долл. от привилегированных отношений с Россией. Возможно, А. Лукашенко хотел бы большего, но и этот результат было достичь совсем непросто. Дональд Трамп точно одобрил бы.
#Белоруссия #НефтегазовыеСубсидии #Россия
Привилегированные отношения с Россией в энергетической сфере возникли почти сразу после прихода к власти Александра Лукашенко. В середине 1990-х гг. Россия переходила на рыночные условия поставок нефти со странами СНГ, но эти нововведения не затронули Белоруссию: в начале 1995 г. РБ заключила с Россией Договор о добрососедстве и сотрудничестве, а уже через 4 года договорилась об образовании Союзного государства.
Это позволило требовать Белоруссии от России поставок нефти и газа по сниженным ценам. Эффект от доступа к дешевой энергии стал особенно заметен в середине 2000-х гг., когда энергетический трансферт со стороны России достигал 8-16%. МВФ дает еще более высокие оценки, полагая, что, например, в 2008 г. 1/5 белорусской экономики формировалась за счет получения нефти и газа из России по низким ценам. Заметные различия в оценках обычно связаны с тем, какие цены считаются "рыночными" при оценке получаемой субсидии: мы берем средние экспортные цены из России (исключая РБ), МВФ - индикативные цены поставок в Западную Европу. Оба подхода имеют свою логику и недостатки - например, сейчас сложно говорить о том, что цены на газ в ФРГ остаются для "Газпрома" рыночным ориентиром.
Налоговые маневры в российской нефтяной отрасли заметно снизили энергетический трансферт в РБ. В октябре 2022 г. Белоруссии удалось добиться от России подписания договора об общих принципах налогообложения и косвенных налогов, получив доступ к вычету по акцизу на нефтяное сырье. Редкая в мировой практике ситуация, когда одно государство выплачивает другому де-факто внутренний налоговый вычет. В 2024 г. в рамках этого механизма РБ получит 0,65 млрд долл. Приятно, но на порядок меньше показателей 2014-15 гг. (5-5,5 млрд долл.). Газовая субсидия остается высокой, но и здесь Белоруссии не удалось добиться программы-максимум - Александр Лукашенко хотел покупать газ по цене "для Смоленской области", а пока что платит почти в 2 раза больше.
И все же - в 2023 г. энергетический трансферт из России составил 5,4 млрд долл., в 2024 г. РБ получит 3,5 млрд долл. За последние 30 лет Белоруссия выручила 120 млрд долл. от привилегированных отношений с Россией. Возможно, А. Лукашенко хотел бы большего, но и этот результат было достичь совсем непросто. Дональд Трамп точно одобрил бы.
#Белоруссия #НефтегазовыеСубсидии #Россия
Кинв: инвестиции в НПЗ профинансирует государство
Александр Новак поручил Минэнерго и Минфину проработать положение о продлении сроков выплаты инвестиционной надбавки до 2033 г. (сейчас - до 2031 г.), при этом нефтяники продолжать получать выплаты, даже, если не успеют ввести объекты до конца 2026 г.
Двумя месяцами ранее с такой инициативой выступал глава "Роснефти" Игорь Сечин. В рамках механизма Кинв Минэнерго заключило 21 соглашение о вводе 50 установок, общие инвестиции оцениваются в более чем 1 трлн руб. При этом Кинв остается одним из самых непрозрачных механизмов поддержки нефтепереработки - Минэнерго не публикует не только оценки выполнения соглашений, но даже - сами параметры таких соглашений (тип и мощность установок), и, более того, их участников. Поэтому сейчас о том, как выполняются соглашения по Кинв, вопреки немецкой мудрости, знают только двое - НПЗ и Правительство.
В 2023 г. выплаты по Кинв составили 158 млрд руб. Много ли это? НПЗ инвестировали в новое строительство 359 млрд руб., т.е. на уровне отрасли свыше 40% всех инвестиций было профинансировано полученными от государства платежами. На уровне отдельных проектов и НПЗ это не так, некоторые НПЗ уже ввели установки (например, УЗК на Нижегородском НПЗ "Лукойла") и сейчас получают выплаты, окупая понесенные инвестиции. Многие НПЗ реализуют проекты вне механизма Кинв.
Тем не менее, к 2028-30 гг. нефтепереработка может стать второй после электроэнергетики отраслью в России с полностью планируемыми инвестициями. В этих условиях все инвестпроекты будут утверждаться на уровне Минэнерго, а их окупаемость зависеть не столько от рыночной конъюнктуры, сколько от доступа к компенсационным схемам. С точки зрения экономической политики это не СССР-2.0, а, скорее, Индия 1970-х гг. с широкими внерыночными механизмами планирования и госрегулирования.
#Россия #Кинв #Нефтепереработка
Александр Новак поручил Минэнерго и Минфину проработать положение о продлении сроков выплаты инвестиционной надбавки до 2033 г. (сейчас - до 2031 г.), при этом нефтяники продолжать получать выплаты, даже, если не успеют ввести объекты до конца 2026 г.
Двумя месяцами ранее с такой инициативой выступал глава "Роснефти" Игорь Сечин. В рамках механизма Кинв Минэнерго заключило 21 соглашение о вводе 50 установок, общие инвестиции оцениваются в более чем 1 трлн руб. При этом Кинв остается одним из самых непрозрачных механизмов поддержки нефтепереработки - Минэнерго не публикует не только оценки выполнения соглашений, но даже - сами параметры таких соглашений (тип и мощность установок), и, более того, их участников. Поэтому сейчас о том, как выполняются соглашения по Кинв, вопреки немецкой мудрости, знают только двое - НПЗ и Правительство.
В 2023 г. выплаты по Кинв составили 158 млрд руб. Много ли это? НПЗ инвестировали в новое строительство 359 млрд руб., т.е. на уровне отрасли свыше 40% всех инвестиций было профинансировано полученными от государства платежами. На уровне отдельных проектов и НПЗ это не так, некоторые НПЗ уже ввели установки (например, УЗК на Нижегородском НПЗ "Лукойла") и сейчас получают выплаты, окупая понесенные инвестиции. Многие НПЗ реализуют проекты вне механизма Кинв.
Тем не менее, к 2028-30 гг. нефтепереработка может стать второй после электроэнергетики отраслью в России с полностью планируемыми инвестициями. В этих условиях все инвестпроекты будут утверждаться на уровне Минэнерго, а их окупаемость зависеть не столько от рыночной конъюнктуры, сколько от доступа к компенсационным схемам. С точки зрения экономической политики это не СССР-2.0, а, скорее, Индия 1970-х гг. с широкими внерыночными механизмами планирования и госрегулирования.
#Россия #Кинв #Нефтепереработка
#ГазКитая-5 История по четвергам. Переход на газ. Как это было в Москве?
Пекин не первый крупный город, решившийся на энергопереход ради нормализации экологической ситуации и повышения качества жизни простых граждан. В 1960-80-х гг. этот путь прошли крупные города Западной Европы, США и Советского Союза. Еще в 1950-х гг. в структуре их энергопотребления доминировал уголь, а уже в 1980-х гг. трансформация энергетического хозяйства была завершена и природный газ использовали везде - в электроэнергетике, промышленности и жилом секторе.
После Великой Отечественной войны основным топливом для Московского региона на долгие годы стали угли Подмосковного бассейна (Тульская область) и Донбасса. В 1950-х гг. потребление угля в Московском регионе превышало 25 млн т. Но высокая себестоимость добычи угля в Тульской области, рост внимания к экологическим проблемам, и, главное, открытие больших запасов газа на Северном Кавказе, в Средней Азии и в Западной Сибири предопределили газовое будущее московской энергетики.
Старт использованию природного газа в Москве дал ввод еще в 1946 г. газопровода "Саратов-Москва". Но действительно масштабная газификация началась в 1950-х гг. после запуска системы "Северный Кавказ-Центр", процесс растянулся на три десятилетия, завершившись лишь в конце 1980-х гг., после прихода "большого газа" из Тюменской области.
На пике, в начале 1990-х гг. потребление газа в Москве превышало 29 млрд м3. В 1990-2000-х гг. спрос на газ стагнировал, а в 2010-е гг. начал снижаться: из-за сокращения спроса на газ в промышленности и со стороны электростанций (после ввода новых генерирующих мощностей). Сейчас Москва потребляет 24-26 млрд м3 в год (6% всего спроса на газ в России).
#ThrowbackThursday #ГазКитая #Россия #Москва
Пекин не первый крупный город, решившийся на энергопереход ради нормализации экологической ситуации и повышения качества жизни простых граждан. В 1960-80-х гг. этот путь прошли крупные города Западной Европы, США и Советского Союза. Еще в 1950-х гг. в структуре их энергопотребления доминировал уголь, а уже в 1980-х гг. трансформация энергетического хозяйства была завершена и природный газ использовали везде - в электроэнергетике, промышленности и жилом секторе.
После Великой Отечественной войны основным топливом для Московского региона на долгие годы стали угли Подмосковного бассейна (Тульская область) и Донбасса. В 1950-х гг. потребление угля в Московском регионе превышало 25 млн т. Но высокая себестоимость добычи угля в Тульской области, рост внимания к экологическим проблемам, и, главное, открытие больших запасов газа на Северном Кавказе, в Средней Азии и в Западной Сибири предопределили газовое будущее московской энергетики.
Старт использованию природного газа в Москве дал ввод еще в 1946 г. газопровода "Саратов-Москва". Но действительно масштабная газификация началась в 1950-х гг. после запуска системы "Северный Кавказ-Центр", процесс растянулся на три десятилетия, завершившись лишь в конце 1980-х гг., после прихода "большого газа" из Тюменской области.
На пике, в начале 1990-х гг. потребление газа в Москве превышало 29 млрд м3. В 1990-2000-х гг. спрос на газ стагнировал, а в 2010-е гг. начал снижаться: из-за сокращения спроса на газ в промышленности и со стороны электростанций (после ввода новых генерирующих мощностей). Сейчас Москва потребляет 24-26 млрд м3 в год (6% всего спроса на газ в России).
#ThrowbackThursday #ГазКитая #Россия #Москва
Какой была добыча нефти в России в июле?
В конце этой недели Минэнерго впервые за последние несколько месяцев опубликовало свою оценку добычи нефти в России. По данным ведомства, в июле добыча нефти оказалась на 67 тыс. барр. в день выше согласованной в рамках ОПЕК+ квоты, составив 9,045 млн барр. в день (мбд). Исходя из используемого сейчас ЦДУ коэффициента баррелизации в 7,19 барр./т, добычу нефти можно оценить в 39 млн т.
Внешние оценщики были более оптимистичны. Argus считает, что добыча в июле снизилась до 9,05 мбд (-0,09 мбд м/м), американская EIA дает оценку в 9,07 мбд (0,0% м/м). Наиболее позитивным стал Platts - агентство оценило добычу нефти в России в 9,1 мбд (0,0 % м/м). Вероятно, оценки ОПЕК (опубликует данные в понедельник) также будут выше расчетов Минэнерго, оказавшись на уровне 9,07-9,08 мбд.
Придется ли России корректировать компенсационный план? Минэнерго уверено, что нет - июльское превышение квоты было вызвано "разовыми факторами" и будет компенсировано дополнительным снижением в августе-сентябре. Пока этот прогноз выглядит амбициозно - с учетом ожидаемого в августе роста переработки нефти на российских НПЗ, и заявленного в плане сокращения добычи в сентябре всего на 3 млн барр. за месяц. Но Россия не единственный "отстающий" в ОПЕК+, в июле заметно превысили квоты (традиционно) Ирак и Казахстан.
#Россия #ДобычаНефти #Platts #Argus
В конце этой недели Минэнерго впервые за последние несколько месяцев опубликовало свою оценку добычи нефти в России. По данным ведомства, в июле добыча нефти оказалась на 67 тыс. барр. в день выше согласованной в рамках ОПЕК+ квоты, составив 9,045 млн барр. в день (мбд). Исходя из используемого сейчас ЦДУ коэффициента баррелизации в 7,19 барр./т, добычу нефти можно оценить в 39 млн т.
Внешние оценщики были более оптимистичны. Argus считает, что добыча в июле снизилась до 9,05 мбд (-0,09 мбд м/м), американская EIA дает оценку в 9,07 мбд (0,0% м/м). Наиболее позитивным стал Platts - агентство оценило добычу нефти в России в 9,1 мбд (0,0 % м/м). Вероятно, оценки ОПЕК (опубликует данные в понедельник) также будут выше расчетов Минэнерго, оказавшись на уровне 9,07-9,08 мбд.
Придется ли России корректировать компенсационный план? Минэнерго уверено, что нет - июльское превышение квоты было вызвано "разовыми факторами" и будет компенсировано дополнительным снижением в августе-сентябре. Пока этот прогноз выглядит амбициозно - с учетом ожидаемого в августе роста переработки нефти на российских НПЗ, и заявленного в плане сокращения добычи в сентябре всего на 3 млн барр. за месяц. Но Россия не единственный "отстающий" в ОПЕК+, в июле заметно превысили квоты (традиционно) Ирак и Казахстан.
#Россия #ДобычаНефти #Platts #Argus
Пробуренные, но не законченные скважины: есть ли DUC в России?
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
Кофе и бензин
Полное прекращение публикации данных по российской нефтепереработке: лучшие практики Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.…
Отраслевые провайдеры данных: новый глянец
Еще одним следствием закрытия данных по российской нефтедобыче и нефтепереработке стало изменение формата регулярных изданий, выпускаемых отраслевыми провайдерами информации. Если раньше "ТЭК России" или "Инфотэк" публиковали данные по объемам переработки нефти, выпуску и отгрузке основных нефтепродуктов и СУГ, то теперь основной акцент делается на интервью, новости и публикации стенограм (!) конференций.
Особенно показателен опыт "Инфотэк" - журнал, который позиционировал себя как одно из старейших изданий, занимающихся аналитическим покрытием отрасли, теперь стал "новым глянцем". В июне после приостановки ЦДУ публикации данных, Наталья Шуляр в своей "колонке главного редактора" писала о планах предоставлять рынку "альтернативные оценки" и сожалела о закрытии данных. Два месяца спустя все иначе - г-жа Шуляр публикует презентацию Игоря Сечина на российско-китайском энергетическом форуме, резолюции совещания комитета ТПП, а еще - интервью директора "Газпромнефть-Битумные материалы" и новости зарубежных рынков. А обещанные "оценки"? Вместо них - анонс конференции НЕФТЕКОКС (именно так, caps lock'ом). В результате отраслевые журналы становятся все больше похожи на глянцевые издания, конкурируя с журналами "Москвичка", "Правила жизни" и т.д.
#Россия #Инфотэк
Еще одним следствием закрытия данных по российской нефтедобыче и нефтепереработке стало изменение формата регулярных изданий, выпускаемых отраслевыми провайдерами информации. Если раньше "ТЭК России" или "Инфотэк" публиковали данные по объемам переработки нефти, выпуску и отгрузке основных нефтепродуктов и СУГ, то теперь основной акцент делается на интервью, новости и публикации стенограм (!) конференций.
Особенно показателен опыт "Инфотэк" - журнал, который позиционировал себя как одно из старейших изданий, занимающихся аналитическим покрытием отрасли, теперь стал "новым глянцем". В июне после приостановки ЦДУ публикации данных, Наталья Шуляр в своей "колонке главного редактора" писала о планах предоставлять рынку "альтернативные оценки" и сожалела о закрытии данных. Два месяца спустя все иначе - г-жа Шуляр публикует презентацию Игоря Сечина на российско-китайском энергетическом форуме, резолюции совещания комитета ТПП, а еще - интервью директора "Газпромнефть-Битумные материалы" и новости зарубежных рынков. А обещанные "оценки"? Вместо них - анонс конференции НЕФТЕКОКС (именно так, caps lock'ом). В результате отраслевые журналы становятся все больше похожи на глянцевые издания, конкурируя с журналами "Москвичка", "Правила жизни" и т.д.
#Россия #Инфотэк
АЭС Аккую: китайские технологии вместо Siemens, российские инвестиции вместо...
На этой неделе министр энергетики Турции Альпарслан Байрактар заявил, что немецкая Siemens задерживала поставки силового оборудования для строящейся в стране АЭС Аккую из-за опасения нарушения режима антироссийских санкций, т.к. инвестором в этот проект выступает "Росатом". Это объявление не стало новостью - "Росатом" неоднократно заявлял о сложностях с получением оборудования Siemens.
Первые проблемы возникли в начале 2023 г., когда стало известно, что экспортный контроль в ФРГ не выдал разрешение на поставки оборудования в Турцию. Летом 2024 г. стало окончательно понятно, что 60% законтрактованного у Siemens оборудования, включая элегазовые выключатели 400 кВ, не будет поставлено из-за прямого запрета немецкого регулятора. В качестве альтернативы было выбрано китайское оборудование.
Отдельным и интересным вопросом является объем инвестиций в АЭС "Аккую". В отличие от других проектов, в Турции "Росатом" выступает не как EPC-контрактор/генподрядчик (строит АЭС, получая деньги от заказчика), а реализует проект по схеме BOO (build-own-operate), т.е. в т.ч. привлекает инвестиции в проект. Общие инвестиции в АЭС оцениваются в 24-25 млрд долл. Первый бетон на площадке был залит в апреле 2018 г., а сейчас проект проходит пик капиталовложений.
"Росатом" не раскрывает данные по отдельным проектам, но в последние годы инвестиции госкорпорации кратно выросли, что, вероятно, связано с финансированием иностранных проектов, включая "Аккую": с 250 млрд руб. в 2020 г. до 700 млрд руб. в 2021 г. и 1,2 трлн руб. в 2023 г. Ранее "Росатом" озвучил планы по освоению 1,8 трлн руб. в этом году - больше, чем "Роснефть" и "Газпром". Как финансируются эти инвестиции? Во многом - в долг, ведь чистая прибыль "Атомэнергопрома", управляющего гражданскими активами "Росатома", в 2023 г. составила всего 251 млрд руб. (EBITDA "Росатома" достигла 562 млрд руб., т.е. на собственные средства приходится менее половины финансирования). Какая ставка по этим займам?
Вопросы о будущем экспортной стратегии "Росатома" ставят и проведенные в странах ЕС исследования, показывающие, что российская госкомпания по-прежнему контрактует для зарубежных проектов оборудование у компаний из недружественных стран, включая Framatome и других европейских производителей - которые могут, как и Siemens, в любой момент заблокировать поставки, а это может привести к "сдвигу вправо" отдельных проектов на месяцы (если не на годы).
#Россия #Турция #Аккую
На этой неделе министр энергетики Турции Альпарслан Байрактар заявил, что немецкая Siemens задерживала поставки силового оборудования для строящейся в стране АЭС Аккую из-за опасения нарушения режима антироссийских санкций, т.к. инвестором в этот проект выступает "Росатом". Это объявление не стало новостью - "Росатом" неоднократно заявлял о сложностях с получением оборудования Siemens.
Первые проблемы возникли в начале 2023 г., когда стало известно, что экспортный контроль в ФРГ не выдал разрешение на поставки оборудования в Турцию. Летом 2024 г. стало окончательно понятно, что 60% законтрактованного у Siemens оборудования, включая элегазовые выключатели 400 кВ, не будет поставлено из-за прямого запрета немецкого регулятора. В качестве альтернативы было выбрано китайское оборудование.
Отдельным и интересным вопросом является объем инвестиций в АЭС "Аккую". В отличие от других проектов, в Турции "Росатом" выступает не как EPC-контрактор/генподрядчик (строит АЭС, получая деньги от заказчика), а реализует проект по схеме BOO (build-own-operate), т.е. в т.ч. привлекает инвестиции в проект. Общие инвестиции в АЭС оцениваются в 24-25 млрд долл. Первый бетон на площадке был залит в апреле 2018 г., а сейчас проект проходит пик капиталовложений.
"Росатом" не раскрывает данные по отдельным проектам, но в последние годы инвестиции госкорпорации кратно выросли, что, вероятно, связано с финансированием иностранных проектов, включая "Аккую": с 250 млрд руб. в 2020 г. до 700 млрд руб. в 2021 г. и 1,2 трлн руб. в 2023 г. Ранее "Росатом" озвучил планы по освоению 1,8 трлн руб. в этом году - больше, чем "Роснефть" и "Газпром". Как финансируются эти инвестиции? Во многом - в долг, ведь чистая прибыль "Атомэнергопрома", управляющего гражданскими активами "Росатома", в 2023 г. составила всего 251 млрд руб. (EBITDA "Росатома" достигла 562 млрд руб., т.е. на собственные средства приходится менее половины финансирования). Какая ставка по этим займам?
Вопросы о будущем экспортной стратегии "Росатома" ставят и проведенные в странах ЕС исследования, показывающие, что российская госкомпания по-прежнему контрактует для зарубежных проектов оборудование у компаний из недружественных стран, включая Framatome и других европейских производителей - которые могут, как и Siemens, в любой момент заблокировать поставки, а это может привести к "сдвигу вправо" отдельных проектов на месяцы (если не на годы).
#Россия #Турция #Аккую
Добыча нефти в России в 2024 г.: ближе к нижней/верхней границе диапазона?
Александр Новак в кулуарах Российской энергетической недели спрогнозировал добычу нефти в России в 2024 г. на уровне 515-521 млн т. По сравнению с июньским прогнозом (505-515 млн т) оценка была пересмотрена вверх, вероятно, из-за более медленного, чем ожидалось, снижения добычи нефти этим летом.
Сейчас оценки А. Новака совпадают с ожиданиями Минэнерго (521,3 млн т). Но достичь этого уровня добычи может быть непросто. По оценкам ОПЕК добыча нефти в России в январе-августе 2024 г. составила 9.26 мбд (313 млн т), добыча газового конденсата - 1,22 мбд (33 млн т). При сохранении добычи газового конденсата на текущих уровнях для достижения показателя в 521 млн т, добыча сырой нефти в сентябре-декабре 2024 г. должна будет составить 9,45-9,47 мбд, существенно выше утвержденной в рамках ОПЕК+ квоты. С высокой вероятностью, добыча будет ближе к нижней границе прогноза А. Новака, составив 513-515 млн т по году.
Оценки EIA на 2024 г. также ниже - в последние месяцы EIA прогнозирует добычу в России на уровне 512-513 млн т. Единственным оптимистом остается международное энергетическое агентство, но и оно постепенно корректирует оценки вниз.
#ДобычаНефти #Россия #ПрогнозДобычи
Александр Новак в кулуарах Российской энергетической недели спрогнозировал добычу нефти в России в 2024 г. на уровне 515-521 млн т. По сравнению с июньским прогнозом (505-515 млн т) оценка была пересмотрена вверх, вероятно, из-за более медленного, чем ожидалось, снижения добычи нефти этим летом.
Сейчас оценки А. Новака совпадают с ожиданиями Минэнерго (521,3 млн т). Но достичь этого уровня добычи может быть непросто. По оценкам ОПЕК добыча нефти в России в январе-августе 2024 г. составила 9.26 мбд (313 млн т), добыча газового конденсата - 1,22 мбд (33 млн т). При сохранении добычи газового конденсата на текущих уровнях для достижения показателя в 521 млн т, добыча сырой нефти в сентябре-декабре 2024 г. должна будет составить 9,45-9,47 мбд, существенно выше утвержденной в рамках ОПЕК+ квоты. С высокой вероятностью, добыча будет ближе к нижней границе прогноза А. Новака, составив 513-515 млн т по году.
Оценки EIA на 2024 г. также ниже - в последние месяцы EIA прогнозирует добычу в России на уровне 512-513 млн т. Единственным оптимистом остается международное энергетическое агентство, но и оно постепенно корректирует оценки вниз.
#ДобычаНефти #Россия #ПрогнозДобычи
Добыча нефти в России в сентябре: образцовое выполнение
Российское Минэнерго и Росстат по-прежнему не публикуют данные по добыче нефти и газа, но пробел в данных восполняют оценки зарубежных информационных агентств, выступающих источниками данных для OPEC.
При оценках сентябрьской добычи нефти в России Platts, Argus и EIA проявили удивительное единодушие, спред в оценках оказался минимальным за последние пять месяцев. Но, вероятно, более важным для российского Минэнерго стало то, что оценки агентств оказались "в среднем" близки к квоте ОПЕК+. Таким образом, спустя 6 месяцев после формального снижения квоты до 8,98 мбд, России удалось стать образцовым участником сделки.
Значит ли это, что следующее сокращение добычи уже близко?
#ДобычаНефти #Россия #Platts
Российское Минэнерго и Росстат по-прежнему не публикуют данные по добыче нефти и газа, но пробел в данных восполняют оценки зарубежных информационных агентств, выступающих источниками данных для OPEC.
При оценках сентябрьской добычи нефти в России Platts, Argus и EIA проявили удивительное единодушие, спред в оценках оказался минимальным за последние пять месяцев. Но, вероятно, более важным для российского Минэнерго стало то, что оценки агентств оказались "в среднем" близки к квоте ОПЕК+. Таким образом, спустя 6 месяцев после формального снижения квоты до 8,98 мбд, России удалось стать образцовым участником сделки.
Значит ли это, что следующее сокращение добычи уже близко?
#ДобычаНефти #Россия #Platts
Российские судовладельцы: end of bonanza?
Российские аналитики часто обсуждают, как меняются ставки фрахта для российских экспортных грузов, акцентируя внимания на расходах грузоотправителей, но есть и обратная сторона - доходы для перевозчиков. Есть ли "российская премия" и всегда ли российские ставки следуют за мировыми?
Обычно для того, чтобы понять, насколько выгодна перевозка для судоходной компании, нужно рассчитать эквивалентный тайм-чартер (TCE). TCE показывает, сколько в день зарабатывает перевозчик. Упрощенно - это доходы судоходной компании за вычетом затрат на топливо, портовые сборы, сборов за проход судоходных компаний, прочих расходов (иногда также исключаются расходы на команду, но будем следовать более распространенному подходу), деленные на количество дней, включая время, затрачиваемое на погрузку и выгрузку, ожидание прохода через судоходные каналы.
Для оценки ситуации аналитики часто используют данные зарубежных судовых брокеров и судоходных компаний (например, еженедельный апдейт от Teekay). Но эти данные показывают ситуацию на мировом рынке и заметно отличаются от ставок на российских маршрутов - из-за санкционных рисков и ухода европейских перевозчиков ставки тайм-чартера на российских маршрутах были в разы выше средних по миру. В мае разрыв в ставках для Aframax (80-120 тыс. т) на маршрутах из российских портов и "в мире" достигал 2.5 раз. За лето дифференциал заметно сократился, но и сейчас российские перевозчики зарабатывают на $25-30 тыс. в день больше коллег. При этом сентябрьский провал ставок обошел российский рынок стороной.
Расходы у компаний, работающих на российских маршрутах, тоже выше - из-за ограниченного доступа к комплектующим, более высоким затратам на страхование и финансовые расходы. И, конечно, из-за длительных простоев отдельных судов, попавших под санкции. Каков нетто-баланс?
#Россия #СКФ #TCE
Российские аналитики часто обсуждают, как меняются ставки фрахта для российских экспортных грузов, акцентируя внимания на расходах грузоотправителей, но есть и обратная сторона - доходы для перевозчиков. Есть ли "российская премия" и всегда ли российские ставки следуют за мировыми?
Обычно для того, чтобы понять, насколько выгодна перевозка для судоходной компании, нужно рассчитать эквивалентный тайм-чартер (TCE). TCE показывает, сколько в день зарабатывает перевозчик. Упрощенно - это доходы судоходной компании за вычетом затрат на топливо, портовые сборы, сборов за проход судоходных компаний, прочих расходов (иногда также исключаются расходы на команду, но будем следовать более распространенному подходу), деленные на количество дней, включая время, затрачиваемое на погрузку и выгрузку, ожидание прохода через судоходные каналы.
Для оценки ситуации аналитики часто используют данные зарубежных судовых брокеров и судоходных компаний (например, еженедельный апдейт от Teekay). Но эти данные показывают ситуацию на мировом рынке и заметно отличаются от ставок на российских маршрутов - из-за санкционных рисков и ухода европейских перевозчиков ставки тайм-чартера на российских маршрутах были в разы выше средних по миру. В мае разрыв в ставках для Aframax (80-120 тыс. т) на маршрутах из российских портов и "в мире" достигал 2.5 раз. За лето дифференциал заметно сократился, но и сейчас российские перевозчики зарабатывают на $25-30 тыс. в день больше коллег. При этом сентябрьский провал ставок обошел российский рынок стороной.
Расходы у компаний, работающих на российских маршрутах, тоже выше - из-за ограниченного доступа к комплектующим, более высоким затратам на страхование и финансовые расходы. И, конечно, из-за длительных простоев отдельных судов, попавших под санкции. Каков нетто-баланс?
#Россия #СКФ #TCE
Абхазия: "гуманитарные" 327 млн кВтч - насколько хватит?
В последние два месяца в Абхазии разразился настоящий энергетический кризис (традиционный, впрочем, для этого времени года). В октябре 2024 г. власти страны приняли решение о введении 4-часовых "перерывов" в энергоснабжении. В начале декабря Абхазия сократила подачу электроэнергии в дневное время (с 7 утра до 23 часов) до 4 часов 40 минут, а 11 декабря из-за проблем на Ингури ГЭС энергоснабжение было ограничено 2 часами 48 минутами.
В предыдущие годы низкая генерация на ГЭС восполнялась за счет перетока из России и Грузии, но в этот раз возможности для импорта оказались ограничены. Абхазия увеличила отбор электроэнергии Ингури ГЭС до 98%, нарушая исторические договоренности с грузинской стороной (по ним Абхазия получает лишь 40% выработанной электроэнергии). Но и эти меры обеспечивают покрытие лишь 24% планового потребления. Импорт из России сейчас приходится оплачивать по рыночным ценам, а у абхазского "Черноморэнерго", задыхающегося от неплатежей и низких цен для конечных потребителей, таких денег нет. В октября абхазские власти прогнозировали переток из России на уровне 60 млн кВтч в ноябре и 120 млн кВтч в декабре, что обеспечило бы лишь 50% внутреннего спроса на электроэнергию. Но найти деньги для оплаты даже этого импорта оказалось совсем непросто - "Черноморэнерго" составляло буквально дневной график платежей.
Решение России о начале поставок электроэнергии с этого понедельника может облегчить ситуацию, но вряд ли станет решением проблемы. "Гуманитарные поставки" в 327 млн кВтч на следующий год втрое меньше обычного импорта электроэнергии из России, и, скорее всего, закончатся уже в феврале-марте 2025 г. Денег для оплаты дополнительных 700-900 млн кВтч, которые нужны для балансировки спроса в 2025 г., у Абхазии нет.
Решением могло бы стать повышение тарифов и введение социальных норм потребления электроэнергии, ведь сейчас "средний" абхазец потребляет на порядок больше электроэнергии, чем жители Грузии и в полтора раза больше, чем энергопрофицитная Иркутская область, являющаяся криптовалютной столицей России с высокой долей электро-отопления. Но к сценарию "оптимизации" вряд ли готовы уже абхазские власти. Поэтому дефицит и ограничения энергоснабжения с Абхазией надолго. И просьба о бесплатных поставках электроэнергии к России - при очень особом отношении к россиянам - вероятно, не последняя.
#Абхазия #Электроэнергия #Россия
В последние два месяца в Абхазии разразился настоящий энергетический кризис (традиционный, впрочем, для этого времени года). В октябре 2024 г. власти страны приняли решение о введении 4-часовых "перерывов" в энергоснабжении. В начале декабря Абхазия сократила подачу электроэнергии в дневное время (с 7 утра до 23 часов) до 4 часов 40 минут, а 11 декабря из-за проблем на Ингури ГЭС энергоснабжение было ограничено 2 часами 48 минутами.
В предыдущие годы низкая генерация на ГЭС восполнялась за счет перетока из России и Грузии, но в этот раз возможности для импорта оказались ограничены. Абхазия увеличила отбор электроэнергии Ингури ГЭС до 98%, нарушая исторические договоренности с грузинской стороной (по ним Абхазия получает лишь 40% выработанной электроэнергии). Но и эти меры обеспечивают покрытие лишь 24% планового потребления. Импорт из России сейчас приходится оплачивать по рыночным ценам, а у абхазского "Черноморэнерго", задыхающегося от неплатежей и низких цен для конечных потребителей, таких денег нет. В октября абхазские власти прогнозировали переток из России на уровне 60 млн кВтч в ноябре и 120 млн кВтч в декабре, что обеспечило бы лишь 50% внутреннего спроса на электроэнергию. Но найти деньги для оплаты даже этого импорта оказалось совсем непросто - "Черноморэнерго" составляло буквально дневной график платежей.
Решение России о начале поставок электроэнергии с этого понедельника может облегчить ситуацию, но вряд ли станет решением проблемы. "Гуманитарные поставки" в 327 млн кВтч на следующий год втрое меньше обычного импорта электроэнергии из России, и, скорее всего, закончатся уже в феврале-марте 2025 г. Денег для оплаты дополнительных 700-900 млн кВтч, которые нужны для балансировки спроса в 2025 г., у Абхазии нет.
Решением могло бы стать повышение тарифов и введение социальных норм потребления электроэнергии, ведь сейчас "средний" абхазец потребляет на порядок больше электроэнергии, чем жители Грузии и в полтора раза больше, чем энергопрофицитная Иркутская область, являющаяся криптовалютной столицей России с высокой долей электро-отопления. Но к сценарию "оптимизации" вряд ли готовы уже абхазские власти. Поэтому дефицит и ограничения энергоснабжения с Абхазией надолго. И просьба о бесплатных поставках электроэнергии к России - при очень особом отношении к россиянам - вероятно, не последняя.
#Абхазия #Электроэнергия #Россия