Узбекистан: спад в добыче газа замедляется
В апреле добыча газа в Узбекистане упала на 6% г/г, до 3,7 млрд м3. Добыча продолжает снижаться у всех основных производителей: по нашим оценкам, «Узбекнефтегаз» сократил добычу газа на 4% г/г, «Лукойл» – на 10% г/г, UzKorGas – на 9,7% г/г. И хотя история UzKorGas остается одной из самых драматичных в секторе за последнее десятилетие (добыча газа в апреле составила 76 млн м3 против 310 млн м3 в «проекте»), самый сложный сейчас вопрос – что происходит на добычных активах «Лукойла»? Короткий ответ – конкурс профессионального мастерства.
Основная надежда на стабилизацию добычи в 2024-27 гг. (краткосрочно за счет эффекта базы ситуация улучшится уже в мае-июне) сейчас связана с запуском месторождения М-25 (25 лет Независимости), до этого планировавшимся на май 2024 г. Месторождение в соответствии с заключенным в 2017 г. соглашением о разделе продукции (СРП) разрабатывает консорциум российских и узбекских инвесторов, проект финансируется ВЭБ и «Газпромбанком». Ранее ожидалось, что в 2024 г. добыча газа на М-25 могла бы составить 2-2,2 млрд м3, а уже в 2025-26 гг. проект вышел бы на «полку» в 5 млрд м3.
Вероятно, планы по вводу М-25 будут немного сдвинуты вправо (как это уже происходило). Этот проект – один из самых сложных в истории газодобычи в Узбекистане из-за непростых геологических условий и высокого содержания серы в газе. Перенос сроков может привести к тому, что добыча в Узбекистане в 2024 г. обновит новые исторические минимумы, упав до 45 млрд м3.
#Узбекистан #ДобычаГаза #М25
В апреле добыча газа в Узбекистане упала на 6% г/г, до 3,7 млрд м3. Добыча продолжает снижаться у всех основных производителей: по нашим оценкам, «Узбекнефтегаз» сократил добычу газа на 4% г/г, «Лукойл» – на 10% г/г, UzKorGas – на 9,7% г/г. И хотя история UzKorGas остается одной из самых драматичных в секторе за последнее десятилетие (добыча газа в апреле составила 76 млн м3 против 310 млн м3 в «проекте»), самый сложный сейчас вопрос – что происходит на добычных активах «Лукойла»? Короткий ответ – конкурс профессионального мастерства.
Основная надежда на стабилизацию добычи в 2024-27 гг. (краткосрочно за счет эффекта базы ситуация улучшится уже в мае-июне) сейчас связана с запуском месторождения М-25 (25 лет Независимости), до этого планировавшимся на май 2024 г. Месторождение в соответствии с заключенным в 2017 г. соглашением о разделе продукции (СРП) разрабатывает консорциум российских и узбекских инвесторов, проект финансируется ВЭБ и «Газпромбанком». Ранее ожидалось, что в 2024 г. добыча газа на М-25 могла бы составить 2-2,2 млрд м3, а уже в 2025-26 гг. проект вышел бы на «полку» в 5 млрд м3.
Вероятно, планы по вводу М-25 будут немного сдвинуты вправо (как это уже происходило). Этот проект – один из самых сложных в истории газодобычи в Узбекистане из-за непростых геологических условий и высокого содержания серы в газе. Перенос сроков может привести к тому, что добыча в Узбекистане в 2024 г. обновит новые исторические минимумы, упав до 45 млрд м3.
#Узбекистан #ДобычаГаза #М25
Сколько будет стоить Джизакская АЭС? По оценкам на 2021 г. инвестиции в сооружение АЭС в якутской Усть-Куйге должны были составить 56,1 млрд руб. ($13 850/кВт). Столь высокие расценки были, во многом, связаны с «арктическими коэффициентами». В 2011 г. Минрегионразвития оценивало региональный климатический коэффициент сложности капитального строительства в таких районах Якутии в 1,37. Но, вероятно, это оптимистичные оценки и реальность ближе к советским нормативам в 1,7-2. Учитывая более низкую стоимость строительных материалов и оплату труда, можно оценить корректировочный коэффициент для АЭС в Узбекистане в предположении, что «Росатом» откажется от «экспортной премии» (такая практика уже использовалась при строительстве АЭС в Белоруссии) – в 3,4-3,5. Тогда удельные капиталовложения могут составить 4 тыс. долл./кВт, а общие инвестиции в проект – 1,3-1,4 млрд долл. Строительство схемы выдачи мощности может потребовать инвестиции в 0,2-0,4 млрд долл.
Почему Узбекистан выбрал модульную электростанцию, а не имеющий зарубежные референции ВВЭР-1200? Ответ – дело в мощности. Малую АЭС легче «вписать» в энергосистему с большой сезонной и суточной неравномерностью, обеспечив полную загрузку. Немаловажным фактором остается и необходимость создания резервов. «Золотое правило резервирования» требует, чтобы минимальный резерв в энергосистеме был равен мощности самого большого энергоблока. И создавать резервы под РИТМ-200 может быть намного легче и дешевле, чем для в 22 раза более мощного ВВЭР-1200.
#АЭС #Узбекистан #Росатом #РИТМ200
Почему Узбекистан выбрал модульную электростанцию, а не имеющий зарубежные референции ВВЭР-1200? Ответ – дело в мощности. Малую АЭС легче «вписать» в энергосистему с большой сезонной и суточной неравномерностью, обеспечив полную загрузку. Немаловажным фактором остается и необходимость создания резервов. «Золотое правило резервирования» требует, чтобы минимальный резерв в энергосистеме был равен мощности самого большого энергоблока. И создавать резервы под РИТМ-200 может быть намного легче и дешевле, чем для в 22 раза более мощного ВВЭР-1200.
#АЭС #Узбекистан #Росатом #РИТМ200
Узбекистан может начать импорт электроэнергии из России
Александра Панина, член правления «ИнтерРАО», курирующая в компании направление трейдинга, сообщила, что российская электроэнергия «потребуется к осени» в Узбекистане. Компания активно ищет новые направления для работы после потери в 2022 г. экспортных рынков в ЕС, что снизило выручку от поставок электроэнергии за рубеж в 2023 г. на 76% г/г.
Узбекистан – привлекательное направление, «Газпром» начал поставки газа в страну в октябре 2023 г. и уже заработал 145 млн долл. (не выручки, EBITDA). Но запустить поставки электроэнергии из России в Среднюю Азию будет не просто. С советских времен Киргизия, Туркмения, Узбекистан, Таджикистан и юг Казахстана были объединены в ОЭС Средней Азии, работавшую (де-факто) автономно от ЕЭС СССР, без перетока электроэнергии с севера Казахстана и из России. Кризис неплатежей и несогласованный отбор электроэнергии привели к развалу единой системы управления ОЭС в конце 2000-х гг., заставив каждую из стран региона полагаться только на собственные ресурсы.
В 2004-18 гг. Казахстан реализован проект по строительству ВЛ-500 кВ «Север-Юг», обеспечив возможность транзита до 2,1 ГВт мощности из центральных и южных регионов страны на юг. Но уже в 2023-24 гг. Казахстан столкнулся с проблемами – спрос в Алмате и Шымкенте быстро растет (особенно в пик нагрузки зимой) и необходимо строительство новых ЛЭП. Пока, правда, KEGOC лишь прорабатывает ТЭО для линии постоянного тока 500 кВ.
Поэтому начать экспорт электроэнергии в Узбекистан для «ИнтерРАО» даже по схеме свопа с Казахстаном может быть сложной задачей: зимой в сечении просто нет места. Но – если бы не техника – какой может быть экономика поставок? В 2023 г. Узбекистан импортировал 4 млрд кВтч, 75% – из Туркмении, поставки из Киргизии и Таджикистана осуществляются на сезонной основе в период высокой водности рек. Средняя стоимость электроэнергии из Туркмении в 2023 г. составляла 30 долл./МВтч, с февраля 2024 г. цены выросли до 34 долл./МВтч. Это на треть ниже расценок «ИнтерРАО» для Китая и вдвое ниже индикативных цен в ЕС.
Для замещения европейских рынков продавать придется много.
#Узбекистан #ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии
Александра Панина, член правления «ИнтерРАО», курирующая в компании направление трейдинга, сообщила, что российская электроэнергия «потребуется к осени» в Узбекистане. Компания активно ищет новые направления для работы после потери в 2022 г. экспортных рынков в ЕС, что снизило выручку от поставок электроэнергии за рубеж в 2023 г. на 76% г/г.
Узбекистан – привлекательное направление, «Газпром» начал поставки газа в страну в октябре 2023 г. и уже заработал 145 млн долл. (не выручки, EBITDA). Но запустить поставки электроэнергии из России в Среднюю Азию будет не просто. С советских времен Киргизия, Туркмения, Узбекистан, Таджикистан и юг Казахстана были объединены в ОЭС Средней Азии, работавшую (де-факто) автономно от ЕЭС СССР, без перетока электроэнергии с севера Казахстана и из России. Кризис неплатежей и несогласованный отбор электроэнергии привели к развалу единой системы управления ОЭС в конце 2000-х гг., заставив каждую из стран региона полагаться только на собственные ресурсы.
В 2004-18 гг. Казахстан реализован проект по строительству ВЛ-500 кВ «Север-Юг», обеспечив возможность транзита до 2,1 ГВт мощности из центральных и южных регионов страны на юг. Но уже в 2023-24 гг. Казахстан столкнулся с проблемами – спрос в Алмате и Шымкенте быстро растет (особенно в пик нагрузки зимой) и необходимо строительство новых ЛЭП. Пока, правда, KEGOC лишь прорабатывает ТЭО для линии постоянного тока 500 кВ.
Поэтому начать экспорт электроэнергии в Узбекистан для «ИнтерРАО» даже по схеме свопа с Казахстаном может быть сложной задачей: зимой в сечении просто нет места. Но – если бы не техника – какой может быть экономика поставок? В 2023 г. Узбекистан импортировал 4 млрд кВтч, 75% – из Туркмении, поставки из Киргизии и Таджикистана осуществляются на сезонной основе в период высокой водности рек. Средняя стоимость электроэнергии из Туркмении в 2023 г. составляла 30 долл./МВтч, с февраля 2024 г. цены выросли до 34 долл./МВтч. Это на треть ниже расценок «ИнтерРАО» для Китая и вдвое ниже индикативных цен в ЕС.
Для замещения европейских рынков продавать придется много.
#Узбекистан #ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии
Экономная экономика в Узбекистане
10 июня президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев провел совещание по подготовке страны к отопительному сезону. На встрече он выразил недовольство реализацией программы по экономии природного газа и электроэнергии. Как результат, по итогам совещания правительство получило указание разработать стандарты энергоэффективности для зданий, а хокимы (главы) регионов - поручение выбрать в каждой области один район и "сделать его образцовым в плане экономии электроэнергии и газа". В таких районах уже в этом году нужно будет обеспечить экономию 550 млн м3 и 750 млн кВтч электроэнергии.
Нововведения затронут и крупных потребителей, расходующих свыше 4 млн кВтч электроэнергии и/или 375 тыс. м3 природного газа в год. Они будут обязаны раз в три года проходить энергоаудит и при неудовлетворительной оценке - покупать энергоресурсы по "повышенным ценам". Вероятно, в ближайшие недели хокимы районов проведут немало времени в региональных администрациях, стараясь не попасть в заветный список. Но для российских "Газпрома" и "ИнтерРАО" это хорошие новости. Жесткая экономия говорит о дефиците энергоресурсов, а значит, дорога для импорта (в т.ч. из России) станет шире.
#Узбекистан #ПриродныйГаз #Газпром
10 июня президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев провел совещание по подготовке страны к отопительному сезону. На встрече он выразил недовольство реализацией программы по экономии природного газа и электроэнергии. Как результат, по итогам совещания правительство получило указание разработать стандарты энергоэффективности для зданий, а хокимы (главы) регионов - поручение выбрать в каждой области один район и "сделать его образцовым в плане экономии электроэнергии и газа". В таких районах уже в этом году нужно будет обеспечить экономию 550 млн м3 и 750 млн кВтч электроэнергии.
Нововведения затронут и крупных потребителей, расходующих свыше 4 млн кВтч электроэнергии и/или 375 тыс. м3 природного газа в год. Они будут обязаны раз в три года проходить энергоаудит и при неудовлетворительной оценке - покупать энергоресурсы по "повышенным ценам". Вероятно, в ближайшие недели хокимы районов проведут немало времени в региональных администрациях, стараясь не попасть в заветный список. Но для российских "Газпрома" и "ИнтерРАО" это хорошие новости. Жесткая экономия говорит о дефиците энергоресурсов, а значит, дорога для импорта (в т.ч. из России) станет шире.
#Узбекистан #ПриродныйГаз #Газпром
Узэнергосотиш: еще один шаг к рынку электроэнергии в Узбекистане
19 июня Министерство энергетики Узбекистана объявило о назначении руководителей "Узэнергосотиш" (УЭС). Созданная в октябре 2023 г. компания с 1 июля этого года будет отвечать за покупку и сбыт электроэнергии, которую сейчас выполняют "Национальные электрические сети" (НЭС). Таким образом будет завершено разделение электроэнергетики на конкурентные и монопольные виды деятельности по собственности. НЭС будут отвечать за передачу электроэнергии, "Тепловые электростанции", Узбекгидроэнерго и частные инвесторы - эксплуатировать электростанции, а УЭС - покупать электроэнергию у производителей.
УЭС не будет гарантирующим поставщиком в привычном понимании этого термина; компания будет покупать электроэнергию у генераторов для последующей продажи только крупным потребителям на оптовом рынке: промышленным предприятиям и региональным электросетям, последние и будут заниматься розничной реализацией электроэнергии.
Начало работы УЭС важный шаг в реформе национального рынка электроэнергии, оно открывает (со временем) возможность выхода на оптовый рынок независимых энергосбытовых компаний и прямых договоров на покупку электроэнергии между производителями и (пока только крупными) потребителями. Это запустит механизмы конкуренции, создав условия для долгосрочного роста эффективности и оптимизации расходов на энергию.
#Узбекистан #Узэнергосотиш #Электроэнергетика #Либерализация
19 июня Министерство энергетики Узбекистана объявило о назначении руководителей "Узэнергосотиш" (УЭС). Созданная в октябре 2023 г. компания с 1 июля этого года будет отвечать за покупку и сбыт электроэнергии, которую сейчас выполняют "Национальные электрические сети" (НЭС). Таким образом будет завершено разделение электроэнергетики на конкурентные и монопольные виды деятельности по собственности. НЭС будут отвечать за передачу электроэнергии, "Тепловые электростанции", Узбекгидроэнерго и частные инвесторы - эксплуатировать электростанции, а УЭС - покупать электроэнергию у производителей.
УЭС не будет гарантирующим поставщиком в привычном понимании этого термина; компания будет покупать электроэнергию у генераторов для последующей продажи только крупным потребителям на оптовом рынке: промышленным предприятиям и региональным электросетям, последние и будут заниматься розничной реализацией электроэнергии.
Начало работы УЭС важный шаг в реформе национального рынка электроэнергии, оно открывает (со временем) возможность выхода на оптовый рынок независимых энергосбытовых компаний и прямых договоров на покупку электроэнергии между производителями и (пока только крупными) потребителями. Это запустит механизмы конкуренции, создав условия для долгосрочного роста эффективности и оптимизации расходов на энергию.
#Узбекистан #Узэнергосотиш #Электроэнергетика #Либерализация
Узбекистан увеличил оценку производства электроэнергии в 2024 г. сразу на 5 млрд кВтч. Все ли хорошо?
Агентство по статистике Узбекистана ежемесячно собирает и публикует данные по выработке электроэнергии на электростанциях страны. В соответствии с принятым регламентом статистическое ведомство формирует оперативную статистику исходя из отчетности крупных и средних предприятий, тогда как годовая оценка включает и данные по малым предприятиям.
Этот август стал необычным. Агентство впервые решило опубликовать оперативные оценки производства электроэнергии малыми предприятиями и сюрприз оказался приятным: за год выработка на принадлежащих малому бизнесу электростанциях выросла в 12 раз, до 5,8 млрд кВтч (свыше 10,6% всего производства). Удивительно, но оценки вклада малых предприятий в выпуск были приведены только для выработки электроэнергии, тогда как по секторам, где роль небольших компаний и ИП традиционное велика (например, в мукомольной промышленности, легкой промышленности и т.д.), данные не публиковались.
Как агентство по статистике получило эти оценки и насколько они достоверны? Ведомство не приводит ни данных о выборке, ни процедуре распространения, а ведь полученный результат заметен на макро-уровне (и что особенно приятно, малые предприятия увеличили выработку как раз, когда крупные ТЭС и ГЭС сокращали производство). Более высокая выработка электроэнергии означает большее потребление энергоресурсов и высокую экономическую активность. Для того, чтобы произвести 5,8 млрд кВтч за 8 месяцев потребовалось бы 1,2 млн т дизтоплива, а это сопоставимо с годовым производством в Узбекистане (газовые или угольные электростанции сложны в эксплуатации и крайне редко принадлежат малым предприятиям), или же установить 5 ГВт солнечных панелей. И все это - за один год, ведь за январь-август 2023 г. выработка на электростанциях, принадлежащих малому бизнесу, не превысила 0,5 млрд кВтч. Однако ни резкого роста спроса на дизтопливо, ни масштабной установки новых солнечных панелей или ветряков в 2024 г. не было.
Производство в этом секторе сложно отследить, ведь обычно такие электростанции являются авто-производителями, поставляя электроэнергию напрямую потребителям, и эти перетоки не проходят через электросети. А где эти потребители и были ли они, сказать в рамках выборочного обследования может быть сложно. В сухом остатке - власти Узбекистана, возможно, нашли еще один способ выполнить президентские поручения по индустриализации, развитию экономики и росту доходов населения. Впрочем, не в первый раз.
#Узбекистан #Электроэнергетика #Статистика
Агентство по статистике Узбекистана ежемесячно собирает и публикует данные по выработке электроэнергии на электростанциях страны. В соответствии с принятым регламентом статистическое ведомство формирует оперативную статистику исходя из отчетности крупных и средних предприятий, тогда как годовая оценка включает и данные по малым предприятиям.
Этот август стал необычным. Агентство впервые решило опубликовать оперативные оценки производства электроэнергии малыми предприятиями и сюрприз оказался приятным: за год выработка на принадлежащих малому бизнесу электростанциях выросла в 12 раз, до 5,8 млрд кВтч (свыше 10,6% всего производства). Удивительно, но оценки вклада малых предприятий в выпуск были приведены только для выработки электроэнергии, тогда как по секторам, где роль небольших компаний и ИП традиционное велика (например, в мукомольной промышленности, легкой промышленности и т.д.), данные не публиковались.
Как агентство по статистике получило эти оценки и насколько они достоверны? Ведомство не приводит ни данных о выборке, ни процедуре распространения, а ведь полученный результат заметен на макро-уровне (и что особенно приятно, малые предприятия увеличили выработку как раз, когда крупные ТЭС и ГЭС сокращали производство). Более высокая выработка электроэнергии означает большее потребление энергоресурсов и высокую экономическую активность. Для того, чтобы произвести 5,8 млрд кВтч за 8 месяцев потребовалось бы 1,2 млн т дизтоплива, а это сопоставимо с годовым производством в Узбекистане (газовые или угольные электростанции сложны в эксплуатации и крайне редко принадлежат малым предприятиям), или же установить 5 ГВт солнечных панелей. И все это - за один год, ведь за январь-август 2023 г. выработка на электростанциях, принадлежащих малому бизнесу, не превысила 0,5 млрд кВтч. Однако ни резкого роста спроса на дизтопливо, ни масштабной установки новых солнечных панелей или ветряков в 2024 г. не было.
Производство в этом секторе сложно отследить, ведь обычно такие электростанции являются авто-производителями, поставляя электроэнергию напрямую потребителям, и эти перетоки не проходят через электросети. А где эти потребители и были ли они, сказать в рамках выборочного обследования может быть сложно. В сухом остатке - власти Узбекистана, возможно, нашли еще один способ выполнить президентские поручения по индустриализации, развитию экономики и росту доходов населения. Впрочем, не в первый раз.
#Узбекистан #Электроэнергетика #Статистика
Добыча горючих сланцев в Узбекистане: в поисках новой нефти
В начале ноября 2024 г. Президент Шавкат Мирзиеев при посещении Навоийской области ознакомился с проектом освоения Канимехского месторождения горючих сланцев, в реализацию которого планируется вложить $8 мдрд и который может стать крупнейшим в этом секторе в регионе СНГ. Компания Shale Resources при участии Eriell планирует запустить первые 4 установки ЦКС-1500 по переработке сланцевой руды уже к началу 2025 г. К концу 2025 г. число установок вырастет до 14, а после 2027 г. - до 74. Уже на первом этапе мощности месторождения обеспечат производство до 800 тыс. т нефти и свыше 300 млн м3 газа. С учетом планов Saneg по развитию добычи и переработки горючих сланцев на Байсунском месторождении в Сурхандарьинской области, производство синтетической нефти из сланцев в Узбекистане может к 2030 г. достигнуть 20 млн т, что кратно выше текущих показателей добычи (и внутреннего спроса) природной нефти и газового конденсата.
По оценкам узбекистанских ученых, страна располагает крупными залежами горючих сланцев, оцениваемых (геологические запасы) в 47 млрд т. Развитие сланцевых месторождений может позволить Узбекистану уже через 2-3 года полностью отказаться от импорта нефти, но насколько реальны эти планы?
Узбекистан уже пытался развивать добычу горючих сланцев в Навоийской области. В 2014 г. "Узбекнефтегаз" заявлял о планах построить завод по переработке 8 млн т сланцевой руды, который мог бы выпускать до 1 млн т нефтепродуктов ежегодно. На этом заводе планировалось использовать технологии, применявшиеся еще в СССР, а проектировщиком выступал российский ФГУП "Атомэнергопроект". Но планы остались планами - на тендер по выбору лицензиара никто не пришел.
В 2019 г. новый подход к снаряду предприняла американская Epsilon Development Company. Однако и эта попытка оказалась неудачной.
Есть ли сейчас успехи у Saneg, заявившей о планах разработки сланцевых месторождений еще в 2023 г. и планировавшей ввести первые 4 установки по переработке сланцев к концу 2024 г.? Этот год подходит к завершению, но компания пока не опубликовала ни одной новости о том, что происходит на Байсунском месторождении и когда может быть запущена даже первая установка типа ЦКС-1500. Ни Saneg, ни Eriell не раскрывают возможных поставщиков оборудования и то, как будет налажена переработка синтетической нефти. Окажется ли неудачной и третья попытка?
#Узбекистан #СинтетическоеТопливо #Нефть
В начале ноября 2024 г. Президент Шавкат Мирзиеев при посещении Навоийской области ознакомился с проектом освоения Канимехского месторождения горючих сланцев, в реализацию которого планируется вложить $8 мдрд и который может стать крупнейшим в этом секторе в регионе СНГ. Компания Shale Resources при участии Eriell планирует запустить первые 4 установки ЦКС-1500 по переработке сланцевой руды уже к началу 2025 г. К концу 2025 г. число установок вырастет до 14, а после 2027 г. - до 74. Уже на первом этапе мощности месторождения обеспечат производство до 800 тыс. т нефти и свыше 300 млн м3 газа. С учетом планов Saneg по развитию добычи и переработки горючих сланцев на Байсунском месторождении в Сурхандарьинской области, производство синтетической нефти из сланцев в Узбекистане может к 2030 г. достигнуть 20 млн т, что кратно выше текущих показателей добычи (и внутреннего спроса) природной нефти и газового конденсата.
По оценкам узбекистанских ученых, страна располагает крупными залежами горючих сланцев, оцениваемых (геологические запасы) в 47 млрд т. Развитие сланцевых месторождений может позволить Узбекистану уже через 2-3 года полностью отказаться от импорта нефти, но насколько реальны эти планы?
Узбекистан уже пытался развивать добычу горючих сланцев в Навоийской области. В 2014 г. "Узбекнефтегаз" заявлял о планах построить завод по переработке 8 млн т сланцевой руды, который мог бы выпускать до 1 млн т нефтепродуктов ежегодно. На этом заводе планировалось использовать технологии, применявшиеся еще в СССР, а проектировщиком выступал российский ФГУП "Атомэнергопроект". Но планы остались планами - на тендер по выбору лицензиара никто не пришел.
В 2019 г. новый подход к снаряду предприняла американская Epsilon Development Company. Однако и эта попытка оказалась неудачной.
Есть ли сейчас успехи у Saneg, заявившей о планах разработки сланцевых месторождений еще в 2023 г. и планировавшей ввести первые 4 установки по переработке сланцев к концу 2024 г.? Этот год подходит к завершению, но компания пока не опубликовала ни одной новости о том, что происходит на Байсунском месторождении и когда может быть запущена даже первая установка типа ЦКС-1500. Ни Saneg, ни Eriell не раскрывают возможных поставщиков оборудования и то, как будет налажена переработка синтетической нефти. Окажется ли неудачной и третья попытка?
#Узбекистан #СинтетическоеТопливо #Нефть
«Зеленый энергокоридор»: каким может быть экспорт электроэнергии из стран Центральной Азии в 2030 г.?
30 декабря азербайджанская Azerenerji, казахстанская KEGOC и «Национальные электросети Узбекистана» подписали договор об учреждении проекта по созданию «Зеленого энергетического коридора» для экспорта электроэнергии из стран Кавказа и Центральной Азии в Европу. Экспорт должен быть обеспечен за счет масштабного развития возобновляемой энергетики в Азербайджане, Казахстане и Узбекистане и прокладки нескольких подводных кабелей – из Казахстана в Азербайджан по дну Каспия, и из Грузии в ЕС по дну Черного моря. Стороны не раскрывают технические параметры проекта, но объем поставок в ЕС может составить до 10-12 ГВт, что делает «Зеленый энергокоридор» одним из самых масштабных не только на постсоветском пространстве, но и в макрорегионе Европы, Ближнего Востока и Северной Африки.
Какие планы у стран Центральной Азии по развитию ВИЭ? Азербайджан планирует построить более 6 ГВт новых мощностей солнечных (СЭС) и ветряных (ВЭС) электростанций до 2030 г., направляя на экспорт до 5 ГВт. Еще более амбициозные программы планируют реализовать Казахстан (увеличение установленной мощности ВЭС и СЭС до 12 ГВт) и Узбекистана (20 ГВт). Как результат, уже к 2030 г. более 30% вырабатываемой в Азербайджане электроэнергии будет приходится на ВИЭ, в Узбекистане доля ВИЭ достигнет 25% и лишь в Казахстане будет близка к показателям «конвенциональных энергосистем» (10%). При направлении этой электроэнергии в ЕС страны региона могут, с одной стороны, увеличить экспортные доходы, а с другой – снизить требования к резервированию для таких мощностей, ведь в пасмурный безветренный день от экспорта можно просто отказаться. А это - немалая экономия.
5 ГВт мощностей ВИЭ из Азербайджана могут трансформироваться в 8-12 млрд кВтч, Узбекистан планирует направлять на экспорт 10-15 млрд кВтч. Планы Казахстана по экспорту электроэнергии ВИЭ пока не озвучивались, но, вероятно, в 2030-35 гг. новые мощности будут работать на внутренний рынок – Минэнерго страны ожидает дефицита электроэнергии в 13,5 млрд кВтч в 2030 г.
Таким образом, в 2030-е гг. по "Зеленому энергокоридору" может передаваться до 27-30 млрд кВтч, в два раза больше российского экспорта в ЕС "до 2022 г.". Новый проект станет серьезным конкурентом для ЕЭС/ОЭС, ведь по этой системе может транспортироваться электроэнергия не только для ЕС, но и для потребителей из стран Кавказа и Центральной Азии, а это означает формирование альтернативного контура вокруг "энергокоридора", а не российской ЕЭС.
Будет ли проект "Зеленого энергокоридора" привлекательным для участников и внешних покупателей – зависит от того, как будут реализованы планы по строительству ВИЭ-мощностей, и сколько будет стоить эта электроэнергия для потребителей.
#ИнтерРАО #Узбекистан #ВИЭ
30 декабря азербайджанская Azerenerji, казахстанская KEGOC и «Национальные электросети Узбекистана» подписали договор об учреждении проекта по созданию «Зеленого энергетического коридора» для экспорта электроэнергии из стран Кавказа и Центральной Азии в Европу. Экспорт должен быть обеспечен за счет масштабного развития возобновляемой энергетики в Азербайджане, Казахстане и Узбекистане и прокладки нескольких подводных кабелей – из Казахстана в Азербайджан по дну Каспия, и из Грузии в ЕС по дну Черного моря. Стороны не раскрывают технические параметры проекта, но объем поставок в ЕС может составить до 10-12 ГВт, что делает «Зеленый энергокоридор» одним из самых масштабных не только на постсоветском пространстве, но и в макрорегионе Европы, Ближнего Востока и Северной Африки.
Какие планы у стран Центральной Азии по развитию ВИЭ? Азербайджан планирует построить более 6 ГВт новых мощностей солнечных (СЭС) и ветряных (ВЭС) электростанций до 2030 г., направляя на экспорт до 5 ГВт. Еще более амбициозные программы планируют реализовать Казахстан (увеличение установленной мощности ВЭС и СЭС до 12 ГВт) и Узбекистана (20 ГВт). Как результат, уже к 2030 г. более 30% вырабатываемой в Азербайджане электроэнергии будет приходится на ВИЭ, в Узбекистане доля ВИЭ достигнет 25% и лишь в Казахстане будет близка к показателям «конвенциональных энергосистем» (10%). При направлении этой электроэнергии в ЕС страны региона могут, с одной стороны, увеличить экспортные доходы, а с другой – снизить требования к резервированию для таких мощностей, ведь в пасмурный безветренный день от экспорта можно просто отказаться. А это - немалая экономия.
5 ГВт мощностей ВИЭ из Азербайджана могут трансформироваться в 8-12 млрд кВтч, Узбекистан планирует направлять на экспорт 10-15 млрд кВтч. Планы Казахстана по экспорту электроэнергии ВИЭ пока не озвучивались, но, вероятно, в 2030-35 гг. новые мощности будут работать на внутренний рынок – Минэнерго страны ожидает дефицита электроэнергии в 13,5 млрд кВтч в 2030 г.
Таким образом, в 2030-е гг. по "Зеленому энергокоридору" может передаваться до 27-30 млрд кВтч, в два раза больше российского экспорта в ЕС "до 2022 г.". Новый проект станет серьезным конкурентом для ЕЭС/ОЭС, ведь по этой системе может транспортироваться электроэнергия не только для ЕС, но и для потребителей из стран Кавказа и Центральной Азии, а это означает формирование альтернативного контура вокруг "энергокоридора", а не российской ЕЭС.
Будет ли проект "Зеленого энергокоридора" привлекательным для участников и внешних покупателей – зависит от того, как будут реализованы планы по строительству ВИЭ-мощностей, и сколько будет стоить эта электроэнергия для потребителей.
#ИнтерРАО #Узбекистан #ВИЭ
Смог в Ташкенте: уголь и декарбонизация
Прошлой ночью концентрация частиц диаметром до 2.5 мкм (PM2.5) в воздухе в Ташкенте была в 40 раз выше «нормы» и в 6 раз больше предельно допустимой концентрации (ПДК), приближаясь к «опасным для здоровья» уровням. В глобальном рейтинге в последние сутки Ташкент оказался в мировом Топ-5 городов с самым загрязненным воздухом, оставив позади Мумбаи и Улан-Батор. Кратное превышение ПДК по вредным веществам в Ташкенте этой зимой стало особенно частым – в конце января в городе был зафиксирован локальный рекорд, ПДК по PM2.5 были превышены в 7 раз.
Столица Узбекистана продолжает сталкиваться со смогом и постоянным превышением ПДК по PM2.5, PM10 и другим вредным веществам на третий год после утверждения Президентом Узбекистана Постановления №436 о переходе на «зеленую экономику». И это удивительно лишь на первый взгляд, ведь Постановление о "зеленой экономике" наряду с целями по декарбонизации содержит планы по экономии природного газа и нефтепродуктов, в том числе за счет перехода на уголь. За 2018-24 гг. добыча угля в Узбекистане выросла вдвое, достигнув 8,2 млн т (включая бурый уголь); а использование угля увеличилось в 1,9 раз, составив 12,5 млн т в 2024 г.
Ангрен, центр угледобычи, расположенный в 80 км от Ташкента, в последние годы переживает настоящий ренессанс. В этом году выработка электроэнергии на угольных Ангренской и Ново-Ангренской ТЭС находятся на максимальных за десятилетие уровнях. При этом воздух в Ангрене в 2 раза чище, чем в Ташкенте. Парадоксально, но главными загрязнителями воздуха в регионе Большого Ташкента являются не электростанции, а цементные заводы, теплицы и котельные, которые – для экономии природного газа – в последние годы активно переводили на уголь.
В соответствии с действующими официальными планами использование угля продолжит расти: в 2025 г. добыча увеличится до 10 млн т, импорт – до 12,8 млн т. Поэтому Ташкенту еще долго придется жить в смоге. Если только не Узбекистан не решит нарастить импорт природного газа и повернуть вспять программу перевода предприятий на уголь.
* - 7-ДСС - недельная скользящая средняя.
#Узбекистан #Угледобыча #Декарбонизация
Прошлой ночью концентрация частиц диаметром до 2.5 мкм (PM2.5) в воздухе в Ташкенте была в 40 раз выше «нормы» и в 6 раз больше предельно допустимой концентрации (ПДК), приближаясь к «опасным для здоровья» уровням. В глобальном рейтинге в последние сутки Ташкент оказался в мировом Топ-5 городов с самым загрязненным воздухом, оставив позади Мумбаи и Улан-Батор. Кратное превышение ПДК по вредным веществам в Ташкенте этой зимой стало особенно частым – в конце января в городе был зафиксирован локальный рекорд, ПДК по PM2.5 были превышены в 7 раз.
Столица Узбекистана продолжает сталкиваться со смогом и постоянным превышением ПДК по PM2.5, PM10 и другим вредным веществам на третий год после утверждения Президентом Узбекистана Постановления №436 о переходе на «зеленую экономику». И это удивительно лишь на первый взгляд, ведь Постановление о "зеленой экономике" наряду с целями по декарбонизации содержит планы по экономии природного газа и нефтепродуктов, в том числе за счет перехода на уголь. За 2018-24 гг. добыча угля в Узбекистане выросла вдвое, достигнув 8,2 млн т (включая бурый уголь); а использование угля увеличилось в 1,9 раз, составив 12,5 млн т в 2024 г.
Ангрен, центр угледобычи, расположенный в 80 км от Ташкента, в последние годы переживает настоящий ренессанс. В этом году выработка электроэнергии на угольных Ангренской и Ново-Ангренской ТЭС находятся на максимальных за десятилетие уровнях. При этом воздух в Ангрене в 2 раза чище, чем в Ташкенте. Парадоксально, но главными загрязнителями воздуха в регионе Большого Ташкента являются не электростанции, а цементные заводы, теплицы и котельные, которые – для экономии природного газа – в последние годы активно переводили на уголь.
В соответствии с действующими официальными планами использование угля продолжит расти: в 2025 г. добыча увеличится до 10 млн т, импорт – до 12,8 млн т. Поэтому Ташкенту еще долго придется жить в смоге. Если только не Узбекистан не решит нарастить импорт природного газа и повернуть вспять программу перевода предприятий на уголь.
* - 7-ДСС - недельная скользящая средняя.
#Узбекистан #Угледобыча #Декарбонизация