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

Газпром: долгожданная досрочная отмена "нашлепки" к НДПИ

BBG сообщил о возможной отмене повышенного НДПИ (т.н. "нашлепки", фиксированного платежа в 50 млрд руб. в месяц) с 2025 г., на год раньше предусмотренного НК срока. Аналитики обсуждают высокие дивиденды, инвесторы скупают акции, но что лежит в основе этого решения?

Минфин опубликует проект бюджета на следующий год со дня на день, однако уже сейчас можно оценить экономику "Газпрома" на следующий год исходя из проектировок Минэкономразвития. МЭР ожидает, что экспортные цены на газ для стран Дальнего зарубежья снизятся в 2025 г. $24-39/тыс. м3, до $289-305/тыс. м3, при этом в базовом сценарии ожидается увеличение трубопроводного экспорта газа на 9 млрд м3 г/г, до 120 млрд м3. Это означает сохранение поставок по украинскому маршруту на текущем уровне (рост экспорта в целом будет обеспечен за счет выхода на проектную мощность "Силы Сибири"). В консервативном сценарии экспорт падает до 103 млрд м3, но более вероятным выглядит небольшое увеличение экспорта - транзит через Украину будет снижаться даже, если "Газпрому" и "Нафтогазу" удастся договориться о продолжении поставок, но общую динамику поддержит наращивание покупок газа Китаем и странами Центральной Азии (но этот газ будет гораздо дешевле).

Нетто-эффект от снижения НДПИ для "Газпрома" в 2025 г. можно оценить в (+)400 млрд руб. Среди важных изменений в случае отмены - корректировка рыночной стратегии компании. В 2023-24 гг. "нашлепка" заставляла "Газпром" стремиться к максимальному увеличению продаж (т.к. дополнительный сбор не зависел от объема добычи), сейчас госкомпания, вероятно, может вернуться к стратегии максимизации прибыли.

#Газпром #НДПИ #ЦеныНаГаз

Нефтяные компании США снижают планы по добыче на 2025 г.

ФРБ Далласа в сентябрьском опросе нефтяных компаний, работающих в на американском Юге, включая Техас и побережье Мексиканского залива, зафиксировал увеличение добычи нефти (диффузный индекс увеличился до 7,9 п., + 6,8 п. к/к) при заметном росте пессимизма в оценке перспектив (соответствующий индекс упал до -12,1 п., сразу на 22 п. к/к) и "общей неопределенности". Ухудшение оценок будущего уже транслируется в снижение капитальных расходов и сокращению уровня использования нефтесервисного оборудования (-20,9 п. в III квартале, падение сразу на 31,8 п. к/к).

Наряду с общими вопросами, ФРБ Далласа в сентябре провел опрос нефтяных компаний о проблемах с подключением к сети и "электрификации" нефтепромыслов. Сейчас лишь 18% компаний подключили добычное оборудование к электросети, еще 37% планируют полную или частичную "электрификацию". Крупные нефтяные компании чаще полагаются на собственные силы, что связано не только с большим объемом доступных ресурсов, но и со сложностью подключения крупных проектов к электросетям. Установленные нормативы по подключению объектов в течение 3-х месяцев с подачи заявки не выполняются, сейчас в Техасе компании ожидают присоединения к сетям в течение 12-18 месяцев. При этом поставка оборудования может занимает 2-3 и даже 5 лет, что ограничивает стремление нефтяников перейти на централизованное энергоснабжение. Это, а также рост организованной преступности в регионе, погружает американских нефтяников в тоску, заставляя их цитировать афоризмы Хэмингуя о банкротстве.

Вряд ли ситуация настолько плоха, но вот то, что цикл роста добычи в Permian близок к завершению, - весьма вероятно.

#США #Нефтедобыча #Permian

"Справедливые котировки" Urals от СПбМТСБ

Удивительно, но доверие участников нашего опроса российским ценовым агентствам и биржам остается низким. А между тем, у них есть свои уникальные наработки.

В середине сентября Экономический факультет МГУ провел круглый стол, посвященный формированию и использованию ценовых индикаторов в России. Участие во встрече приняли представители регуляторов, российских бирж и ценовых агентств. И, хотя представители индустрии немного критиковали друг друга (Дарья Снитко из Центра ценовых индексов неожиданно предложила "коллегам" из НТБ "подправить что-нибудь" в оценке стоимости российской пшеницы), а ФАС жаловалась на безденежье и предлагала "поработать бесплатно", участники семинара в целом были единодушны - разработанные ими ценовые индикаторы "лучше".

Одним из самых значимых событий семинара стала презентация ценового индикатива Цспб, рассчитанной СПбМТСБ средней стоимости российской нефти, которая с 1 января 2025 г. должна учитываться - наряду с публикуемыми Argus котировками Urals - при расчете НДПИ и НДД на нефть. Представляя индикатор Павел Иванов из СПбМТСБ заявил, что "Мы как биржа видели 100% российского экспорта, включая ценовые параметры, включая направление экспорта, включая собственно порты отгрузки, а дальше был большой вопрос, что с этой информацией делать". В итоге биржа рассчитала Цспб, динамика изменения которой "схожа" с котировками Argus, а абсолютные различия "невелики". Среди преимуществ Цспб - "реальные сделки экспортеров", "равноудаленность "от коммерческих интересов" (чтобы это не значило), "прозрачная методика расчета" и "суверенные технологические решения". Возможно, СПбМТСБ использует для расчета котировок "МойОфис", но в остальном Павел Иванов немного слукавил.

В соответствии с Постановлением Правительства от 23 июля 2013 г. регистрации подлежат лишь экспортные сделки с поставкой более 1 тыс. т, совершенные компаниями с годовым объемом добычи свыше 1 млн т. Ранее биржа заявляла о том, что "видит" 90% всего экспорта. "Прозрачность методики расчета" могли проверить регуляторы, но не участники рынка, СПбМТСБ до этого не публиковала ни сам документ, ни результаты расчета, а заявления, что "доля сделок с аффилированными лицами невелика" и "совершаются они по тем же рыночным ценам" может, скорее, вселять сомнения, нежели укреплять в уверенности в репрезентативности Цспб, особенно без публикации соответствующего анализа.

Представленное Павлом Ивановым сравнение используемых сейчас при расчетах НДПИ котировок Argus и Цспб также не добавляет оптимизма. В отдельные месяцы Цспб и оценки Argus отличаются на $5-10/барр., при этом резкие "провалы" перемежаются с месяцами стабильных значений Цспб. Странное поведение Цспб может быть не важно для биржи, ведь, по словам Павла Иванова, "главная задача, которая стоит сейчас перед СПбМТСБ - наполнение бюджета", а вот у участников рынка точно есть повод для волнения.

Но и биржа может столкнуться с трудностями: Елена Цышевская из ФАС, следуя заветам Бенни Хилла, предложила "устранить посредника" и в будущем передать "формирование котировок" напрямую ФНС, ведь у налоговой службы "есть все данные". Этот день ближе, чем может показаться: в нынешнем изводе Цспб представляет собой просто расчет среднеэкспортной цены на нефть с непрозрачным механизмом исключения отдельных сделок. И повторить его - при наличии данных - совсем не сложно. Пока, впрочем, к таким переменам не готов российский Минфин.

#СПбМТСБ #Urals #Статистика

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

Казахстанские ГПЗ: бесплатный газ на входе. Какими будут цены на газ для потребителей?

На проходящей сейчас в Астане конференции KIOGE председатель правления QazaqGaz Санжар Жаркешов объявил о планах NCOC построить два ГПЗ для переработки добываемого на Кашагане попутного газа. Первый ГПЗ мощностью 1 млрд м3 должен быть введен в эксплуатацию уже в середине 2026 г., второй, более мощный (2,5 млрд м3), - в 2028-29 гг. Соглашение о строительстве было подписано в феврале 2024 г., но среди его участников не оказалось NCOC (и участников консорциума), QazaqGaz заключил договор с катарским инвестфондом UCC Holding, занимающегося в основном строительством жилой и коммерческой недвижимости. По словам Жаркешова, NCOC "не афиширует" свою поддержку, но "все понимают, что увеличение добычи нефти приведет к росту добычи ПНГ".

Неофициально сообщается, что NCOC будет поставлять газ на новые ГПЗ "бесплатно" в качестве компенсации за разрешение увеличить добычу нефти с 0,4 мбд до 0,5 мбд. QazaqGaz называет это "win-win", но, вероятно, есть и другие варианты. Сейчас власти Казахстана требуют от NCOC компенсацию в $150 млрд за нарушение соглашения о разработки месторождения. Возможно, вопрос о поставках газа станет одним из условий "мирового соглашения", а штраф для NCOC, если он и будет, окажется намного меньше заявленных государством претензий - в этом году консорциум уже заплатил экологический штраф в $28 млн, при том, что изначально казахстанские власти требовали $5 млрд.

Возможная сделка между NCOC, QazaqGaz и UCC затрагивает важный вопрос - сколько будет стоить газ для казахстанских потребителей и будет ли он "бесплатным" для QazaqGaz? По законодательству Казахстана при поставках газа на внутренний рынок базой для исчисления НДПИ выступает средняя цена реализации, а значит, при передаче газа "в дар" НДПИ будет равен "0". Еще одной загадкой остается вопрос о плате за переработку газа на мощностях новых ГПЗ. QazaqGaz не сообщал об этом официально, но в СМИ фигурировали цифры в $130/тыс. м3, в 2 раза выше текущих цен на природный газ. В этом случае и "бесплатного" сырого газа от NCOC будет мало.

Решится ли Казахстан на повышение внутренних цен на на газ? Как показал опыт соседнего Узбекистана, заметное повышение цен не обязательно приводит к социальным проблемам, а вот низкие цены на газ почти гарантированно означают "перепотребление" газа.

#Казахстан #QazaqGaz #ПереработкаГаза

Южная Корея в августе вдвое увеличила импорт нефти из США

На Ближнем Востоке все сильнее разгорается серьезный конфликт, и страны Восточной Азии, самые верные покупатели нефти из Саудовской Аравии, Ирака и ОАЭ, пытаются максимально увеличить поставки нефти из других регионов. В августе 2024 г. импорт нефти в Южную Корею из США превысил 16 млн барр. Долгое время российские ESPO и Sokol были наиболее привлекательным хедждем для потребителей в Восточной Азии, но введенные странами ЕС и США антироссийские санкции заметно поменяли картину и южнокорейские НПЗ сейчас покупают более дорогую (чем Sokol) WTI.

Но так ли дорога американская нефть? В 2014 г. Южная Корея предоставила нефтепереработчикам частичную компенсацию затрат на фрахт при импорте нефти из вне Ближнего Востока (для того, чтобы снизить зависимость от Ирана). Нефть из стран Ближнего Востока в Восточную Азию перевозится большими танкерами (класса VLCC, способными брать на борт 260-300 тыс. т нефти) и при покупке нефти в Африке, Юго-Восточной Азии или США затраты на перевозку могут быть выше, т.к. чаще используются менее вместимые танкеры. Поэтому власти предложили НПЗ субсидию в размере до 16 корейских вон/л ($1,9/барр.) на перевозки из этих регионов. Надбавка выглядит небольшой, но позволяет не только компенсировать более высокие транспортные издержки при импорте из, например, США, но и (иногда) получить небольшую премию (с учетом разницы в качестве) к ближневосточной нефти. Изначально планировалось, что эта компенсация будет выплачиваться до конца 2018 г., но власти страны неоднократно продлевали сроки действия субсидии, в 2024 г. было принято решение о предоставлении НПЗ возмещения до конца 2027 г.

Учитывая последние события на Ближнем Востоке, аппетит корейских нефтепереработчиков к импорту из других регионов может заметно вырасти. Получить субсидию не всегда просто - всего несколько месяцев назад в 7-м суде Сеула рассматривался иск SK Energy (крупный нефтепереработчик) к управлению по распределению нефти (подведомственна Министерству энергетики, промышленности и торговли страны) о (недо)выплате субсидии. Пока SK Energy оказалась в победителях, а значит, у экспортеров из США/Африки/Канады есть шанс.

#ЮжнаяКорея #США #ИмпортНефти

Upd: график с легендой в комментарии.

#АЭС_в_Казахстане-1: Атомная энергетика: ренессанс, который (мы) не ждали?

В этом году в мире может быть начато строительство сразу 9 новых энергоблоков (на конце сентября работы начаты на 7 стройплощадках), это лучший результат за последние десятилетие.

В середине 2010-х гг. атомная энергетика столкнулась с серьезными вызовами. Быстрое снижение затрат на строительство и эксплуатацию солнечных и ветряных электростанций, растущие эксплуатационные расходы АЭС, отток кадров, сокращение мощностей по производству оборудования и, конечно, гражданские протесты против продления работы действующих и/или строительства новых АЭС. Развитые страны принимали планы по ускоренному выводу АЭС из эксплуатации. Казалось, что отрасль уже не оправится от этого удара.

В 2020-х гг. ситуация резко изменилась. Власти сразу нескольких стран, включая Швейцарию и Сербию, заявили о планах отменить запрет на строительство новых АЭС. В США и Японии перезапускают старые атомные электростанции, а находящаяся в состоянии войны Украина планирует строительство сразу 8 новых энергоблоков, включая вторую и третью очередь на Хмельницкой АЭС и новую 4-блочную электростанцию в черкасском Чигирине.

Конечно, часть из заявленных проектов так и останется на бумаге, но то, что атомная энергетика через тринадцать лет после аварии на АЭС Фукусима вышла из стагнации и вновь привлекает внимание госчиновников, инвесторов, аналитиков, уже стало фактом. При этом многие из проблем, с которыми отрасль столкнулась в 2010-е гг., так и не были решены.

Как будет развиваться атомная энергетика? Поговорим об этом в нашем сегодняшнем треде об энергетике Казахстана, где сегодня проходит референдум о строительстве новой АЭС.

#АЭС #Казахстан #Росатом

#АЭС_в_Казахстане-2: Долго, дорого, проблемы с качеством - можно ли выбрать "2 из 3"?

Мировая атомная индустрия сталкивается с многими вызовами, причем заказчики не всегда могут выбрать с чем именно иметь дело, получая flash royal из всех проблем сразу.

Одним из ключевых вызовов для заказчиков остается дороговизна проектов. Отрасль традиционно отличается высокой капиталоемкостью (мы сравнивали удельные капиталовложения по некоторым проектам здесь), но в последние годы сметы за время строительства могли увеличиваться в 1,5-2 раза относительно проектных оценок. Еще одним серьезным вызовом для отрасли стал рост процентных ставок - большинство проектов реализуются с привлечением долгового финансирования на 10-20 лет и рост ставок по долгосрочным кредитам с 2-3% до 5-8% делает почти невозможным строительство АЭС без помощи государства (или специфичных нерыночных схем гарантирования доходности для новых проектов). Но - не все к этому готовы, включая и сами государства.

Вопрос о сроках строительства - также на повестке дня. "Золотым стандартом" для отрасли являются 60 месяцев - от выхода на площадку до физического запуска, но сейчас это, скорее, недостижимый идеал. В России в среднем на строительство одного энергоблока уходит 102 месяца, в Китае - 72, в Индии - 122 (в два раза больше "нормы"). Масштабирование строительства обычно дает выигрыш во времени, но - и в развитых странах, и в России - акцент делается на мелко-серийное строительство множества разных энергоблоков. Например, в России одновременно будут строиться энергоблоки по проектам ВВЭР-1200, БРЕСТ-300, возможно, БН-1200, БР-1200, а также энергоблоки с реакторами малой мощности. Удастся ли при таком разнообразии сохранить хотя бы нынешние сроки строительства?

Третий глобальный вызов - это проблемы с качеством: от стратегии до производства и операционного менеджмента. Показателен пример Энн Ловержон, названной WSJ "выдающейся защитницей атомной энергетики". Энн возглавляла французскую Areva в 2001-11 гг. и довела некогда лидера отрасли до пред-банкротства и болезненной реструктуризации. Пример Энн вдохновляет многих - Дэнни Родерик, "лидер деловой мысли" по мнению Nuxsen, довел до краха Westinghouse, а Кирилл Комаров, бывший инициатором многих сложных для "Росатома" проектов, остается ветераном российской госкомпании.

Ситуация в контроле качества и надежности оборудования лучше, во многом, из-за того, что активность в строительстве АЭС в последние годы сместилась в Китай, а на других площадках активно работают "Росатом" и корейская KHNP. В результате коэффициент готовности к несению нагрузки по новым энергоблокам стабилизировался на уровне выше 80%, оказавшись даже лучше периода массового строительства АЭС в 1970-80-х гг.

#АЭС #Казахстан #AREVA

#АЭС_в_Казахстане-3: От Шевченко до Улькена

29 ноября 1972 г. в городе Шевченко на полуострове Мангышлак был запущен первый в мире промышленный реактор на быстрых нейтронах, БН-350, ставший основой Мангышлакского энергокомплекса (МАЭК). Проект был уникальным для СССР - Шевченковская АЭС также включала ТЭЦ (получаемый пар направлялся на турбогенераторы ТЭЦ-2) и опреснительную установку. Город Шевченко (сейчас - Актау) находится на западе Казахстана, в засушливом регионе с дефицитом водных ресурсов. Для экономии воды здесь впервые в СССР в жилых домах устанавливали раковины с тремя кранами: с холодной технической водой, холодной питьевой водой и горячей водой.

По проекту электрическая мощность АЭС должна была составить 150 МВт, кроме того, ввод станции должен был обеспечить опреснение до 120 тыс. м3 в сутки и полностью покрыть потребность города Шевченко в электроэнергии и воде. Эта задача была решена, хотя проект и столкнулся со сложностями из-за плохого качества сварки труб парогенераторов. Тем не менее, к 1982 г. технические проблемы были решены, но уже через десятилетие МАЭК столкнулся с другим серьезным вызовом.

Одной из особенностей реактора на быстрых нейтронах типа БН является наработка плутония оружейного качества, что может быть вызовом при выполнении Договора о нераспространении атомного оружия. Именно поэтому сейчас инвесторы и регуляторы чаще выбирают свинцовые, а не натриевые реакторы на быстрых нейтронах. Плутоний стал основной причиной для закрытия Шевченковской АЭС - в 1997 г. власти Казахстана, озвучившие на тот момент ряд международных инициатив по ограничению распространения ядерных материалов двойного назначения, одобрили решение о выводе АЭС из эксплуатации, а в 1999 г. реактор был остановлен. Работающие в составе Мангышлакского энергокомплекса ТЭС, ранее получавшие пар от реактора АЭС, были переведены на сжигание природного газа. Помощь в конверсии и выводе АЭС из эксплуатации оказывали США, Великобритания и Россия. Конверсия не стала историей успеха - МАЭК прошел через банкротство, постоянно сталкивается с дефицитом средств, став крупнейшим должником за природный газ и электроэнергию, и, конечно, частыми авариями. Одна из последних, в августе 2023 г., привела к сокращению добычи нефти в Казахстане на 0,42 млн т - нефтепромыслы оказались без электроэнергии.

В Актау хотели бы, чтобы АЭС была построена рядом с МАЭК, но власти страны решили по-другому - новым центром атомной энергетики станет поселок Улькен на севере Алматинской области, на побережье озера Балхаш.

#АЭС #Казахстан #МАЭК

#АЭС_в_Казахстане-4: Лоскутная энергосистема: три слабо связанных энергорайона вместо одной ОЭС

Реализованный в 1920-х гг. план ГОЭЛРО часто считается началом централизованного развития электроэнергетики в СССР, но между принятием плана ГОЭЛРО и созданием единой энергосистемы прошло четыре десятилетия - ЕЭС СССР как энергообъединение появилась лишь в 1967 г., на базе ОЭС Центра. Через 5 лет к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана, но это действие было, во многом, формальным - до середины 2000-х гг. в Казахстане де-факто работали три энергосистемы, практически не имеющие межсистемных связей.

Энергосистема Северного Казахстана, концентрирующая 70% установленной мощности и 75% всей выработки была синхронизирована с ЕЭС России в 1970-х гг., избыточна по выработке и имеет тесные сильные межсистемные связи с ОЭС Урала и ОЭС Сибири. На Юге Казахстана вырабатывается лишь 12% всей электроэнергии, но потребляется - 23-24%. В советское время не-баланс был меньше и покрывался за счет перетоков из ОЭС Средней Азии, сейчас - за счет покрывается в основном за счет перетоков с Севера, по ВЛ "Север-Юг". Энергосистема Западного Казахстана работает в полу-изолированном режиме: перетоки с Россией невелики, а связи с остальным Казахстаном почти отсутствуют.

Наиболее быстро спрос растет на юге страны, в Чимкенте, Алма-Ате и других крупных агломерациях, при этом возможности для импорта ограничены - с дефицитом электроэнергии уже столкнулись Киргизия, Таджикистан и Узбекистан. Именно это, вероятно, и определило выбор Улькена в качестве места для будущей АЭС.

#АЭС #Казахстан #Электропотребление

#АЭС_в_Казахстане-5: Будущий спрос - рост на 35% за 7 лет

По прогнозам KEGOC, казахстанского оператора электрических сетей, спрос на электроэнергию в Казахстане в 2024-30 гг. вырастет на 35%, достигнув 155 млрд кВтч. Сейчас энергосистема Казахстана "в целом" сбалансирована (при больших перетоках между севером и югом), но к 2030 г. Казахстану придется импортировать до 13-14 млрд кВтч. Еще сложнее будет ситуация с покрытием спроса в час годового максимума - дефицит пиковых мощностей (с учетом резерва) вырастет до 6,2 ГВт.

Проблема будет усугубляться высокой динамикой электропотребления в соседних странах Центральной Азии и в России, что может ограничить возможности для импорта и делает вполне реальным "нормирование" и "ограничение подачи" электроэнергии отдельным потребителям в периоды высокого спроса.

Казахстан может, конечно, избежать такого сценария. И если ввод новых генерирующих мощностей или строительство новых магистральных ЛЭП - сложная для реализации опция (мало времени и денег), то повышение цен на электроэнергию и рыночная корректировка спроса - вполне реальны. Особенно с учетом планов по созданию единого рынка электроэнергии ЕАЭС.

#АЭС #Казахстан #Электропотребление

#АЭС_в_Казахстане-6: Могут ли электросети "заменить" АЭС?

Советская школа по разработке и внедрению устройств противоаварийной автоматики (ПА) для электросетей была одной из лучших в мире. И дело не в том, что "все советское - лучшее", в СССР электросети были недофинансированы. При утверждении 5-летних планов в первую очередь обращали внимание на гигаватты новых электростанций, а сети оставались в стороне. Поэтому советская энергосистема напоминала редкую сеть, тогда как в США и Западной Европе плотность была такой, что электросети сравнивали с "медной доской". Как это связано с ПА? Авария в энергосистеме с низкой плотностью сетей может быстро стать "каскадной", даже небольшая проблема может привести к блекауту в крупном регионе, ведь возможности для "переброски" нагрузки немного, часто её просто нет. Но ПА иногда дает сбой - в январе 2022 г. из-за проблем на ВЛ-500 "Сырдарьинская ТЭС-Ташкент" без электроснабжения осталась значительная часть Узбекистана, Киргизии и юг Казахстана. KEGOC тогда смогла быстро восстановить энергоснабжение. Но при ожидаемом к 2030 г. дефиците электроэнергии и росте перетоков управлять кризисными ситуациями будет сложнее.

Тем не менее, развитие электросетей может заметно повысить надежность энергоснабжения, обеспечивая более эффективное перераспределение электроэнергии. В последние годы инвестиции в передачу и распределение электроэнергии в Казахстане росли, но все же были существенно ниже не только российского уровня, но и показателей соседних стран Центральной Азии. KEGOC, эксплуатирующая основную сеть магистральных электросетей, вложила в 2023 г. 54 млрд тенге ($120 млн). До 2030 г. у KEGOC есть всего два крупных инвестпроекта - усиление электросетей Южного Казахстана (137 млрд тенге) и интеграция энергосистем Запада и Центра страны (180 млрд тенге), их общая стоимость составляет всего 700 млн долл.

Вероятно, Казахстану в ближайшие годы придется серьезно увеличить инвестиции в электросетевой комплекс, т.к. заявленные/принятые планы не соответствуют амбициозному прогнозу роста отпуска электроэнергии на 35% к 2030 г.

#АЭС #Казахстан #KEGOC

#АЭС_в_Казахстане-7: Есть ли альтернативы АЭС?

Казахстан несколько раз возвращался к вопросу о строительстве АЭС, впервые в истории независимого государства предложение построить атомную электростанцию в районе Улькена было озвучено тоглашим министром науки Владимиром Школьником еще в 1997 г. Но общественное мнение было настроено против из-за негативного опыта, связанного с Семипалатинским полигоном, на котором в 1950-80-е гг. проводились испытания атомного оружия, хотя АЭС никак не связана с военной атомной промышленностью.

В 2000-е гг. в районе Улькена планировалось построить Балхашскую ТЭС. Этот мега-проект общей стоимостью $4,5 млрд должны были реализовать "Самрук-Казына" и Samsung C&T. Строительство ТЭС мощностью 3 ГВт сначала должны были начать в 2007 г., потом сроки были перенесены на 2012 г., а затем на 2014 г. В 2016 г. проект был приостановлен, а в 2019 г. "Самрук-Энерго" выкупило у Samsung 50%+1 акцию и стала единственным акционером БТЭС, которая к тому моменту де-факто была банкротом.

БТЭС должна была работать на углях Экибастузского бассейна, ежегодно используя 8,65 млн т. Казахстан является одним из крупнейших производителей угля в Евразии, но в последние годы ограничивался, в основном, модернизацией и расширением действующих мощностей - были введены турбогенераторы на ТЭЦ в Караганде, Джезказгане, Карагандинской ГРЭС-2 и др.

В начале 2024 г. правительство Казахстана утвердило амбициозный план по строительству 26 ГВт новых генерирующих мощностей. Уже в 2026-28 гг. должно будет вводиться по 3-4 ГВт в год. Запуск АЭС запланирован на 2035 г., но упор будет сделан на развитие ВИЭ (ввод 8,8 ГВт), газовой (7,1 ГВт) и угольной (5,3 ГВт) генерации. Угольные ТЭС являются прямыми конкурентами для АЭС, работая в базовой нагрузке (не меняя профиль нагрузки в течение дня). В ноябре 2023 г. министерства энергетики России и Казахстана подписали договор о строительстве 3 угольных ТЭЦ установленной мощностью 960 МВт. Финансирование строительства потребует $2,7 млрд и должно осуществляться за счет кредитов от российских банков (кстати, будут ли готовы казахстанские потребители к российским ставкам?).

Инвестиции в строительство АЭС должны будут также финансироваться за счет займов, это условие Минэнерго Казахстана. Стоимость АЭС оценивается в $10-12 млрд, но, вероятно, будет выше с учетом сложной сейсмической обстановки и непростой логистики. Строительство АЭС, на первый взгляд, дороже угольных электростанций, но атомная станция проработает в два раза дольше, а расходы на топливо и операционные затраты будут гораздо ниже. Казахстан сможет обойтись без АЭС, но при большем использовании в электроэнергетике угля и природного газа. Первое усложняя выполнение целей по декарбонизации, второго - просто нет, а импорт будет стоить дорого, поэтому, вероятно, власти страны приложили все усилия, чтобы получить одобрение на строительство АЭС со стороны населения на референдуме сегодня. А отбор подрядчика будет сравнительно быстрым.

Российский "Росатом" рассматривается как один из потенциальных победителей, но могут быть сюрпризы - KHNP и китайская CNNC могут сделать "лучшее предложение". Будет ли в Казахстане построена новая АЭС и кто будет подрядчиком? Ждать осталось совсем недолго.

#АЭС #Казахстан #Росатом

#АЭС_в_Казахстане-8: Кто заплатит за АЭС?

Мега-проекты в электроэнергетике Казахстана обычно хорошо проработаны и разрабатываются при участии иностранных консультантов, к структурированию финмоделей привлекаются крупные западные инвестбанки. Но почему тогда многие планы так и остались на бумаге?

Ответ, на наш взгляд, прост: в Казахстане низкие цены на электроэнергию. И в данном случае речь, скорее, не об АЭС, а о ситуации в целом - увеличение генерирующих мощностей вдвое, потребует кратного увеличения тарифов, готовы ли к этому бизнес, регулятор и, наконец, население? Ведь в памяти еще остаются волнения 2022 г., ставшие началом "нового Казахстана". А цены на электроэнергию и сейчас сравнимы с соседями по СНГ.

#АЭС #Казахстан #ЦеныНаЭлектроэнергию

#АЭС_в_Казахстане-0: Так ли важна экология?

На слушаниях по строительству АЭС, которые прошли в Улькене в августе 2023 г., звучали не только позитивные отклики. Группа экологических активистов требовала не строить АЭС из-за возможного удара по экосистеме озере Балхаш.

Экосистема Центральной Азии - несмотря на сравнительно низкий уровень урбанизации и "очаговую" индустриализацию - является одной из наиболее пострадавших от деятельности человека региональных экосистем. Осушение Аральского моря из-за сверхнормативного отбора воды из Амударьи и Сырдарьи привело к опустыниванию и песчаным бурям на огромной территории. Искусственное регулирование стока рек, впадающих в Каспий, стало причиной многолетнего "отступления" крупнейшего озера мира, что создает проблемы и для энергетики - падение уровня Каспийского моря затрудняет работу на шельфе, в т.ч. на Кашаганском проекте.

Сооружение АЭС в Казахстане часто рассматривается как возможность экологичного и низко-углеродного пути развития казахстанской энергетики. В сравнении с угольной генерацией выбор очевиден. Но использование Балхаш в качестве естественного пруда-охладителя может, действительно, изменить локальный климат, создав риски для хрупкой экологической системы региона. Даже тогда, когда речь идет об изолированных искусственных прудах-охладителях риски изменения локальной экосистемы есть. Есть ли у Минэнерго Казахстана план по минимизации возможных рисков? Ведь и без строительства АЭС, власти ожидали критического обмеления озера уже к 2040 г.

#АЭС #Казахстан #Балхаш

Консорциум при строительстве АЭС: "за" и "против"

Energy monitor приводит аргументы в пользу (возможного) строительства АЭС в Казахстане международным консорциумом. Среди них - технологическая независимость, применение самых современных технологий, соблюдение самых жестких стандартов безопасности и, конечно, устойчивость к геополитическим изменениям.

Так ли это? У Казахстана есть опыт работы с международными консорциумами в нефтедобыче. Создание таких консорциумов действительно позволило привлечь лучших специалистов и передовые технологии, но атомная энергетика - немного отличается от нефтяной отрасли. Создание консорциума из конкурирующих компаний здесь явление редкое, обычно в консорциум объединяются компании, поставляющие разные, а не одни и те же технологические решения. Среди примеров - создание "Росатомом" и французским Alstom совместного производства по выпуску тихоходных турбин. Консорциум из 3-4 компаний ("Росатом", CNNC, KHNP, EdF-Framatome), занимающихся одним и тем же - проектированием и выпуском реакторного оборудования, - будет похож на лебедя, рака и щуку:
- технологическая независимость. Может показаться, что множество поставщиков оборудования - это преимущество, но на самом деле - это недостаток. У АЭС должен быть один проектировщик и он будет определять какое оборудование нужно. А то, что разное оборудование будет поставляться из разных стран создаст лишь видимость диверсификации, поставщик конкретной трубы или провода будет все равно один. И заменить его будет сложно.
- соблюдение стандартов безопасности: как ни странно, когда поставщиков много, у них разные регламенты и разные стандарты безопасности - их сложнее контролировать. При выборе одного поставщика Казахстан сможет привлекать к контролю качества в т.ч. отраслевого регулятора из страны-производителя, но, когда таких регуляторов много и говорят они на разных языках, это принесет больше проблем, чем пользы. Контролировать поставщиков из разных стран силами казахстанских ведомств также может быть сложно.
- применение передовых технологий. Даже в Макдональдсе мы не можем взять чизбургер с пятью котлетами, потому что есть "технологические карты". АЭС - сложное сооружение, а развитие подходов к проектированию в СССР/России, Франции, Южной Корее и Китае шло разными путями, хотя атомные проекты последних трех ведут свое начало от американского Westinghouse. Поэтому выбрать "все самое лучшее" от разных производителей не получится, это не ланч-конструктор.
- устойчивость к геополитическим изменениям. В случае консорциума - все в точности до наоборот. Любое сотрудничество европейских и корейских компаний с российскими и китайскими потребует (многократного) получения разрешений у регуляторов, проверки на предмет соблюдения санкционных ограничений и т.д. В результате строительство АЭС станет вавилонской башней, которое никогда не закончится.

Еще один немаловажный фактор - получение финансирования. Казахстан хочет, чтобы поставщик привлек (льготное) финансирование на внешних рынках. В случае с консорциумом, вероятно, каждый из участников обратиться к своему экспортному агентству/банку развития за тем, чтобы профинансировать только "свою" часть поставок. Что будет, если строительство по какой-либо причине замедлиться? Придется ли Казахстану платить по долгам, даже если АЭС еще не будет запущена?

Нежелание выбрать одного "подходящего поставщика" вместо "всех сразу", может на самом деле обеспечить худшее, а не лучшее решение из возможных.

#Казахстан #АЭС #Росатом

Дисконты для Urals незначительно увеличились, для ESPO - заметно сократились

Основные ценовые агентства, занимающиеся расчетом стоимости российских сортов нефти, опубликовали оценки за сентябрь 2024 г. Ключевым трендом сентября стала стабильность дисконтов для Urals (несмотря на рост ставок фрахта) при заметном снижении оценок дифференциалов для ESPO.

Как и в августе, Platts и НААНС-Медиа (почти) одинаково смотрят на ситуацию на российском рынке нефти, тогда как Argus вновь оказался более пессимистичным. Со стороны может показаться, что с Canada Square внимательно следят за тем, что происходит в Lacon House: сентябрьские оценки дисконтов Platts очень близки к августовским расчетам Argus, но, скорее всего, дело в общем оптимизме, царящем в S&P Commodity Insights.

Заметные расхождения сохраняются в оценке дифференциалов для ВСТО - Platts и НААНС-Медиа говорят о дисконте в $5/барр., оценки Argus дают $3,5/барр. В последние месяцы рассчитываемый Platts для ESPO дисконт менялся в диапазоне от $4,5/барр. до $6,5/барр., без выраженного тренда (снижение дисконта в июле, резкий рост в августе и сужение спреда в сентябре); оценки Argus были более стабильными ($3,5/барр. в сентябре против $5/барр. в июле-августе). Рынок ESPO остается непрозрачным и сложным для оценки ценовых агентств, вынужденных часто ориентироваться на "trade indications heard in the broader market".

Однако есть и более сложные рынки - одно крупное ценовое агентство до сих пор публикует котировки на Urals CIF Augusta и Urals CIF Rotterdam.

#Argus #Platts #Urals