Развитие Севморпути потребовало от России создания принципиально нового мощного атомного флота.
Как отметил вице-премьер РФ Александр Новак в авторской колонке в журнале "Энергетическая политика", в России уже налажено серийное производство одних из самых мощных новых атомных ледоколов в мире проекта «22220».
В рамках этого проекта три ледокола уже введены в эксплуатацию, четыре – находятся на стадии строительства.
В частности, в ноябре прошлого года введен в эксплуатацию новый универсальный атомный ледокол «Урал», который способен работать как на глубокой воде, так и в руслах рек, тем самым заменяя два типа ледоколов. В составе его главной энергетической установки – два реактора «РИТМ-200» тепловой мощностью 175 МВт каждый. Основное преимущество РУ «РИТМ-200» перед другими аналогичными установками заключается в компактности и экономичности.
Спущен на воду СУАЛ «Якутия». Ожидается, что ледокол будет сдан в эксплуатацию к концу 2024 г. Еще через два года ледокольный флот будет пополнен СУАЛ «Чукотка». Заключены контракты на строительство двух дополнительных ледоколов проекта «22220».
Особое внимание сосредоточено на строительстве инновационного суперледокола «Россия» проекта «10510» («Лидер») мощностью 120 МВт
Как отметил вице-премьер РФ Александр Новак в авторской колонке в журнале "Энергетическая политика", в России уже налажено серийное производство одних из самых мощных новых атомных ледоколов в мире проекта «22220».
В рамках этого проекта три ледокола уже введены в эксплуатацию, четыре – находятся на стадии строительства.
В частности, в ноябре прошлого года введен в эксплуатацию новый универсальный атомный ледокол «Урал», который способен работать как на глубокой воде, так и в руслах рек, тем самым заменяя два типа ледоколов. В составе его главной энергетической установки – два реактора «РИТМ-200» тепловой мощностью 175 МВт каждый. Основное преимущество РУ «РИТМ-200» перед другими аналогичными установками заключается в компактности и экономичности.
Спущен на воду СУАЛ «Якутия». Ожидается, что ледокол будет сдан в эксплуатацию к концу 2024 г. Еще через два года ледокольный флот будет пополнен СУАЛ «Чукотка». Заключены контракты на строительство двух дополнительных ледоколов проекта «22220».
Особое внимание сосредоточено на строительстве инновационного суперледокола «Россия» проекта «10510» («Лидер») мощностью 120 МВт
ФАС рассматривает идею субсидирования перевозок угля и мазута из других регионов России на Дальний Восток по железной дороге для использования на внутреннем рынке и только для нужд ТЭЦ.
«Мы видим, что механизм субсидирования перевозки нефтепродуктов сработал и дал свои эффекты. И рассчитываем, что если будет нужно сдерживать цену на электроэнергию на Дальнем Востоке, то он тоже может быть использован», - сообщил заместитель главы ФАС Виталий Королев на конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
В.Королев уточнил «Энергетической политике», что речь идет только о целевых перевозках для тепловых электростанций. Механизм субсидирования перевозки угля и мазута для ТЭЦ Дальнего Востока предлагается использовать вместе, а не вместо механизма коридора цен на уголь для ТЭЦ.
"Работа по коридору цен на уголь ведется. Польза от совещаний правительства по этому вопросу есть: значительное количество компаний уже стали контрактоваться по более лояльным для потребителя ценам на уголь", сказал он.
Размер поддержки пока не рассчитан, и зависит от возможностей Минфина", сказал Королев, напомнив, что субсидия на перевозку нефтепродуктов по РЖД составляет 4 тысяч руб. на тонну.
«Мы видим, что механизм субсидирования перевозки нефтепродуктов сработал и дал свои эффекты. И рассчитываем, что если будет нужно сдерживать цену на электроэнергию на Дальнем Востоке, то он тоже может быть использован», - сообщил заместитель главы ФАС Виталий Королев на конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
В.Королев уточнил «Энергетической политике», что речь идет только о целевых перевозках для тепловых электростанций. Механизм субсидирования перевозки угля и мазута для ТЭЦ Дальнего Востока предлагается использовать вместе, а не вместо механизма коридора цен на уголь для ТЭЦ.
"Работа по коридору цен на уголь ведется. Польза от совещаний правительства по этому вопросу есть: значительное количество компаний уже стали контрактоваться по более лояльным для потребителя ценам на уголь", сказал он.
Размер поддержки пока не рассчитан, и зависит от возможностей Минфина", сказал Королев, напомнив, что субсидия на перевозку нефтепродуктов по РЖД составляет 4 тысяч руб. на тонну.
Российская энергосистема демонтирует рост, несмотря на санкционный кризис. В январе был даже достигнут исторический максимум энергопотребления в 163,5 ГВт
«У нас в границах энергосистемы России достигнут устойчивый максимум в 163, 5 ГВт, превысивший советский максимум потребления. Несмотря на все события, которые происходят, в экономике продолжается рост»- сказал председатель правления, «Системный оператор Единой энергетической системы» Федор Опадчий на конференции «Российская энергетика: новые грани развития».
«Это означает, что изначально построенная, спроектированная советская энергосистема, выбрала все заложенные в нее резервы. С точки зрения потребления, мы вышли за те границы, в которых была создана энергосистема в советский период», - добавил он.
«У нас в границах энергосистемы России достигнут устойчивый максимум в 163, 5 ГВт, превысивший советский максимум потребления. Несмотря на все события, которые происходят, в экономике продолжается рост»- сказал председатель правления, «Системный оператор Единой энергетической системы» Федор Опадчий на конференции «Российская энергетика: новые грани развития».
«Это означает, что изначально построенная, спроектированная советская энергосистема, выбрала все заложенные в нее резервы. С точки зрения потребления, мы вышли за те границы, в которых была создана энергосистема в советский период», - добавил он.
ФАС, Минэнерго и Минэкономразвития готовят план разделения "РусГидро" по видам деятельности - на генерацию и сети - в рамках перехода Дальнего Востока в ценовую зону энергорынка.
"План действительно есть и касается не столько конкуренции, сколько конкретно соблюдения на совмещение видов деятельности. План разрабатывается сейчас совместно с Минэнерго и Минэкономразвития, в мае будет направлен в правительство", - сообщил заместитель главы ФАС Виталий Королев на конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
Минэнерго РФ ожидает, что либерализация энергорынка в неценовых зонах может начаться с ноября 2023 г. Переход к 100% либерализации должен состояться не позднее июля 2025 г.
«Очевидно, что при вступлении в ценовую зону эти требования на них начнут распространяться, поэтому необходимо корректно организовать эту работу, чтобы, с одной стороны, "РусГидро" имело время для принятия соответствующих решений, и это не тормозило ситуацию с переходом в ценовую зону", - пояснил В.Королев.
"РусГидро" объединяет более 60 гидроэлектростанций в России, тепловые электростанции и электросетевые активы на Дальнем Востоке, а также энергосбытовые компании и научно-проектные институты. Установленная мощность электростанций, входящих в состав "РусГидро", включая Богучанскую ГЭС, составляет более 38 ГВт.
Основной акционер компании на конец 2022 г. - Росимущество (62,2%). Долей в 12,37% владеет ВТБ, еще около 9% принадлежит "Русалу".
"План действительно есть и касается не столько конкуренции, сколько конкретно соблюдения на совмещение видов деятельности. План разрабатывается сейчас совместно с Минэнерго и Минэкономразвития, в мае будет направлен в правительство", - сообщил заместитель главы ФАС Виталий Королев на конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
Минэнерго РФ ожидает, что либерализация энергорынка в неценовых зонах может начаться с ноября 2023 г. Переход к 100% либерализации должен состояться не позднее июля 2025 г.
«Очевидно, что при вступлении в ценовую зону эти требования на них начнут распространяться, поэтому необходимо корректно организовать эту работу, чтобы, с одной стороны, "РусГидро" имело время для принятия соответствующих решений, и это не тормозило ситуацию с переходом в ценовую зону", - пояснил В.Королев.
"РусГидро" объединяет более 60 гидроэлектростанций в России, тепловые электростанции и электросетевые активы на Дальнем Востоке, а также энергосбытовые компании и научно-проектные институты. Установленная мощность электростанций, входящих в состав "РусГидро", включая Богучанскую ГЭС, составляет более 38 ГВт.
Основной акционер компании на конец 2022 г. - Росимущество (62,2%). Долей в 12,37% владеет ВТБ, еще около 9% принадлежит "Русалу".
«Интер РАО» поставила на экспорт в Китай в 2022 году 4,7 млрд кВт*ч электроэнергии, и 5,2 млрд кВт*ч с учетом Монголии. В 2023г компания надеется сохранить эти объемы.
«Мы ставим для себя целью в этом году прийти к объемам экспорта в Китай, близким к прошлогоднему результату. У нас заключен контракт с Китаем на объем чуть ниже, но это длинные контракты и согласованные объемы, и мы хотели бы прийти к этой величине и пройти около нее», - сказала член правления "Интер РАО" Александра Панина сказала журналистам в кулуарах конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
При этом она обозначила риски, мешающие осуществлению этих планов.
«Надо понимать, что есть целый набор сложностей с реализацией этих планов. Первое препятствие – это рост потребления энергии на Дальнем Востоке, которое снижает объем доступной для экспорта мощности. Экспорт обеспечивается генерацией в последнюю очередь, ведь в приоритете - обеспечение баланса энергии внутреннего рынка. Второй риск – наполненность ГЭС. После начала паводка будет понятно, является ли этот год многоводным с точки зрения наполняемости водохранилищ, появятся ли сверхбалансовые объемы ГЭС. Еще один риск – удорожание стоимости энергии, когда энергии ГЭС недостаточно», - сказала А.Панина.
По ее словам, более точный прогноз по экспорту энергии в Китай можно будет дать через три месяца по результатам прохождения паводка. Панина отметила снижение поставок энергии в Китай в январе-феврале из-за ремонта линии ЛЭП в Китае.
«Мы ставим для себя целью в этом году прийти к объемам экспорта в Китай, близким к прошлогоднему результату. У нас заключен контракт с Китаем на объем чуть ниже, но это длинные контракты и согласованные объемы, и мы хотели бы прийти к этой величине и пройти около нее», - сказала член правления "Интер РАО" Александра Панина сказала журналистам в кулуарах конференции "Ведомостей" «Российская энергетика: новые грани развития».
При этом она обозначила риски, мешающие осуществлению этих планов.
«Надо понимать, что есть целый набор сложностей с реализацией этих планов. Первое препятствие – это рост потребления энергии на Дальнем Востоке, которое снижает объем доступной для экспорта мощности. Экспорт обеспечивается генерацией в последнюю очередь, ведь в приоритете - обеспечение баланса энергии внутреннего рынка. Второй риск – наполненность ГЭС. После начала паводка будет понятно, является ли этот год многоводным с точки зрения наполняемости водохранилищ, появятся ли сверхбалансовые объемы ГЭС. Еще один риск – удорожание стоимости энергии, когда энергии ГЭС недостаточно», - сказала А.Панина.
По ее словам, более точный прогноз по экспорту энергии в Китай можно будет дать через три месяца по результатам прохождения паводка. Панина отметила снижение поставок энергии в Китай в январе-феврале из-за ремонта линии ЛЭП в Китае.
Национальный нефтегазовый форум и международная выставка "Нефтегаз-2023" пройдут с 24-27 апреля
Ключевыми вопросами форума в 2023 году станут: приоритетные направления и параметры развития экономической политики нефтегазовой отрасли: взаимодействие государства и бизнеса; анализ программ импортозамещения критически важной продукции отраслевого машиностроения и информационных технологий; формирование и внедрение новых механизмов ценообразования на российские энергоресурсы; развитие международного научно-технологического сотрудничества и выстраивание новых логистических цепочек.
На форуме примут участие главы и руководители компаний нефтегазового комплекса и смежных отраслей, специалисты предприятий ТЭК и машиностроения, эксперты, представители научных учреждений и ведущих средств массовой информации.
Более подробную информацию вы найдете на сайте ННФ: https://oilandgasforum.pro/
Ключевыми вопросами форума в 2023 году станут: приоритетные направления и параметры развития экономической политики нефтегазовой отрасли: взаимодействие государства и бизнеса; анализ программ импортозамещения критически важной продукции отраслевого машиностроения и информационных технологий; формирование и внедрение новых механизмов ценообразования на российские энергоресурсы; развитие международного научно-технологического сотрудничества и выстраивание новых логистических цепочек.
На форуме примут участие главы и руководители компаний нефтегазового комплекса и смежных отраслей, специалисты предприятий ТЭК и машиностроения, эксперты, представители научных учреждений и ведущих средств массовой информации.
Более подробную информацию вы найдете на сайте ННФ: https://oilandgasforum.pro/
oilandgasforum.pro
15–17 апреля 2025 года состоится Национальный нефтегазовый форум (с 2025 г. Евразийский нефтегазовый форум)
«Татнефть» собирается купить 50% турецкой топливной компании Aytemiz Akaryakit, владеющей сетью из 570 АЗС.
Автозаправки Aytemiz Akaryakit расположены в 77 провинциях Турции и обслуживают 5,5 млн водителей в месяц. Кроме того, компания располагает мощностями для хранения топлива и 10 базами, а также складскими и заправочными терминалами емкостью 250 тыс. куб. метров в различных регионах Турции.
Сумма сделки составит $160 млн. Предполагается, что она будет закрыта после получения необходимых юридических разрешений.
Автозаправки Aytemiz Akaryakit расположены в 77 провинциях Турции и обслуживают 5,5 млн водителей в месяц. Кроме того, компания располагает мощностями для хранения топлива и 10 базами, а также складскими и заправочными терминалами емкостью 250 тыс. куб. метров в различных регионах Турции.
Сумма сделки составит $160 млн. Предполагается, что она будет закрыта после получения необходимых юридических разрешений.
Мощности по производству электроэнергии на базе солнца и ветра растут сейчас быстрее, чем когда-либо росли мощности по производству СПГ и атомной энергии. ВИЭ стали экономически конкурентоспособными, а во многих случаях более экономичными – отчет Shell.
В отчете были рассмотрены и сопоставлены траектории роста этих четырех видов энергии за последние 60 лет, с того момента, когда они начали вносить значительный вклад в мировой энергетический баланс. Эта планка устанавливается, когда какой-либо определенный источник энергии вносит по крайней мере один эксаджоуль в год (примерно годовое потребление энергии Мексикой). Это позволяет легко сравнивать такие разные виды энергии, как солнечная, газовая и атомная, напрямую, сопоставляя темпы их роста на один год после первого эксаджоуля и в последующие годы.
ВИЭ во многом растут из-за солидных государственных стимулирующих мер и субсидий в разных странах мира, что снизило издержки этого вида бизнеса. В Соединенных Штатах администрация Байдена в августе 2022 года приняла Закон о снижении инфляции, благодаря которому на поддержку экологически чистых производств в США и климатические программы американские власти могут направить $369 млрд. В Европейском союзе руководство отреагировало аналогичным планом под названием REPowerEU, и намерено выделить на поддержку зеленой промышленности порядка 372 млрд евро как государственного, так и частного финансирования.
Помимо борьбы с глобальным потеплением и выбросами развитие ВИЭ стало важным критерием энергетической безопасности из-за энергокризиса, который привел к подорожанию ископаемого топлива. В Европе импульс к замене подорожавших нефти и газа привел к тому, что впервые в истории солнечная и ветровая энергетика в 2022 году произвела в Европе больше энергии, чем работающие на газе станции. Согласно данным, опубликованным в этом году European Electricity Review, в 2022 году на солнечную энергию и ветер приходилось более пятой части (22%) европейской энергетики, тогда как на природный газ лишь 20%.
"Мировое потребление энергии выросло более чем вдвое за 50 лет с тех пор, как ядерная энергия достигла отметки в 1 эксаджоуль", - сообщает Bloomberg. "В 1973 году мир потреблял 238 эксаджоулей энергии; в 2021 году - 595". По этой причине, хотя ветер и солнечная энергия опережают эти более старые технологии, в целом они вносят меньший вклад в глобальный энергетический баланс.
В год, когда ядерная энергия впервые появилась в качестве важного источника энергии, она обеспечивала около 0,4% потребляемой в мире энергии. К тому времени, когда СПГ достиг эксаджоуля, он обеспечивал около 0,3%. К 2016 году, когда солнечная энергия обеспечила свой первый энерговыход, она удовлетворила менее 0,2% значительно возросшего мирового спроса на энергию. Только в 2023 году планируется добавить 316 гигаватт солнечной энергии к мировому парку. Это может стать революцией в области чистой энергетики.
В отчете были рассмотрены и сопоставлены траектории роста этих четырех видов энергии за последние 60 лет, с того момента, когда они начали вносить значительный вклад в мировой энергетический баланс. Эта планка устанавливается, когда какой-либо определенный источник энергии вносит по крайней мере один эксаджоуль в год (примерно годовое потребление энергии Мексикой). Это позволяет легко сравнивать такие разные виды энергии, как солнечная, газовая и атомная, напрямую, сопоставляя темпы их роста на один год после первого эксаджоуля и в последующие годы.
ВИЭ во многом растут из-за солидных государственных стимулирующих мер и субсидий в разных странах мира, что снизило издержки этого вида бизнеса. В Соединенных Штатах администрация Байдена в августе 2022 года приняла Закон о снижении инфляции, благодаря которому на поддержку экологически чистых производств в США и климатические программы американские власти могут направить $369 млрд. В Европейском союзе руководство отреагировало аналогичным планом под названием REPowerEU, и намерено выделить на поддержку зеленой промышленности порядка 372 млрд евро как государственного, так и частного финансирования.
Помимо борьбы с глобальным потеплением и выбросами развитие ВИЭ стало важным критерием энергетической безопасности из-за энергокризиса, который привел к подорожанию ископаемого топлива. В Европе импульс к замене подорожавших нефти и газа привел к тому, что впервые в истории солнечная и ветровая энергетика в 2022 году произвела в Европе больше энергии, чем работающие на газе станции. Согласно данным, опубликованным в этом году European Electricity Review, в 2022 году на солнечную энергию и ветер приходилось более пятой части (22%) европейской энергетики, тогда как на природный газ лишь 20%.
"Мировое потребление энергии выросло более чем вдвое за 50 лет с тех пор, как ядерная энергия достигла отметки в 1 эксаджоуль", - сообщает Bloomberg. "В 1973 году мир потреблял 238 эксаджоулей энергии; в 2021 году - 595". По этой причине, хотя ветер и солнечная энергия опережают эти более старые технологии, в целом они вносят меньший вклад в глобальный энергетический баланс.
В год, когда ядерная энергия впервые появилась в качестве важного источника энергии, она обеспечивала около 0,4% потребляемой в мире энергии. К тому времени, когда СПГ достиг эксаджоуля, он обеспечивал около 0,3%. К 2016 году, когда солнечная энергия обеспечила свой первый энерговыход, она удовлетворила менее 0,2% значительно возросшего мирового спроса на энергию. Только в 2023 году планируется добавить 316 гигаватт солнечной энергии к мировому парку. Это может стать революцией в области чистой энергетики.
Политическая история в одном нефтегазовом проекте. «Сахалин-2», созданный крупнейшими иностранными компаниям в конце 90-ых, переживший шумный процесс передачи доли российской госкомпании в лице «Газпрома» в 2000-х, лишившийся основного иностранного акционера Shell в 2022г, обрел в 2023 нового участника – частную российскую компанию «НОВАТЭК».
Правительство РФ одобрило продажу 27,5% оператора СРП-проекта "Сахалин-2" ООО "Сахалинская энергия" "НОВАТЭКу" за 94,8 млрд рублей.
Выбор «НОВАТЭКа» выглядит логичным. Фактически, это единственная российская компания, имеющая опыт строительства крупных СПГ-проектов, таких как «Ямал-СПГ». Она обладает возможностями по продаже СПГ и прямо не ассоциируется с правительством России.
Другое дело, что «Сахалин-2» - это уже старый проект, возможности развития которого достаточно ограничены. Так, несмотря на долгие переговоры, в рамках проекта не была запущена третья линия по производству СПГ в том числе, из-за отсутствия ресурсной базы.
В рамках "Сахалина-2" осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения сахалинского морского шельфа. Завод СПГ-проекта в Пригородном (юг Сахалина) введен в эксплуатацию в феврале 2009 года, в 2010 году вышел на полную проектную мощность - 9,6 млн тонн СПГ в год. В дальнейшем программа оптимизации работы позволила увеличить его производительность на 20%, до 11,5 млн тонн СПГ в год. По итогам 2022 года компания произвела около 11,5 млн т СПГ и порядка 3,7 млн т нефти марки Sakhalin Blend.
"Исходим из необходимости бесперебойной финансово-хозяйственной деятельности предприятия и максимального соблюдения интересов всех заинтересованных сторон", пояснял свое решение «НОВАТЭК».
Правительство РФ одобрило продажу 27,5% оператора СРП-проекта "Сахалин-2" ООО "Сахалинская энергия" "НОВАТЭКу" за 94,8 млрд рублей.
Выбор «НОВАТЭКа» выглядит логичным. Фактически, это единственная российская компания, имеющая опыт строительства крупных СПГ-проектов, таких как «Ямал-СПГ». Она обладает возможностями по продаже СПГ и прямо не ассоциируется с правительством России.
Другое дело, что «Сахалин-2» - это уже старый проект, возможности развития которого достаточно ограничены. Так, несмотря на долгие переговоры, в рамках проекта не была запущена третья линия по производству СПГ в том числе, из-за отсутствия ресурсной базы.
В рамках "Сахалина-2" осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения сахалинского морского шельфа. Завод СПГ-проекта в Пригородном (юг Сахалина) введен в эксплуатацию в феврале 2009 года, в 2010 году вышел на полную проектную мощность - 9,6 млн тонн СПГ в год. В дальнейшем программа оптимизации работы позволила увеличить его производительность на 20%, до 11,5 млн тонн СПГ в год. По итогам 2022 года компания произвела около 11,5 млн т СПГ и порядка 3,7 млн т нефти марки Sakhalin Blend.
"Исходим из необходимости бесперебойной финансово-хозяйственной деятельности предприятия и максимального соблюдения интересов всех заинтересованных сторон", пояснял свое решение «НОВАТЭК».
Forwarded from РЭА Минэнерго России
Сценарии развития мировой энергетики до 2050 года, подготовленные РЭА Минэнерго России совместно с ЦСР, прошли первое экспертное обсуждение.
В сессии приняли участие более 70 отраслевых экспертов, представителей компаний ТЭК, научного сообщества и вузов.
Расчеты были проведены для 11 макрорегионов мира по нескольким сценариям. Для анализа данных команда экспертов РЭА Минэнерго России во главе с советником главы Агентства Владимиром #Дребенцовым разработала модельный аппарат, который включает:
🔹регрессионные модели конечного регионального спроса,
🔹модель функционирования электро- и теплоэнергетики,
🔹модели добычи нефти, природного газа и угля в макрорегионах.
Особое внимание при подготовке прогнозов было уделено важности соблюдения баланса между стремлением к декарбонизации экономики и необходимостью достижения седьмой цели устойчивого развития ООН – «Обеспечение доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии для всех».
«Масштабная трансформация энергетических рынков, изменения в логистике поставок, снижение инвестиций в традиционные сектора энергетики привели к тому, что многие существующие прогнозы долгосрочного развития ТЭК потеряли свою актуальность. Сегодня профессиональное сообщество ТЭК в рабочем порядке сможет дать критическую оценку нашим исследованиям», – рассказал генеральный директор РЭА Минэнерго России Алексей #Кулапин.
Проведение закрытых экспертных сессий для обсуждения актуальных вопросов развития отраслей мирового и российского топливно-энергетического комплекса станет проходить на регулярной основе под эгидой научно-практической конференции «Территория энергетического диалога».
В 2023 году конференция пройдет 10 октября в нулевой день Международного форума «Российская энергетическая неделя». Темой пленарной сессии станут прогнозы научно-технологического развития ТЭК на средне- и долгосрочную перспективу.
В сессии приняли участие более 70 отраслевых экспертов, представителей компаний ТЭК, научного сообщества и вузов.
Расчеты были проведены для 11 макрорегионов мира по нескольким сценариям. Для анализа данных команда экспертов РЭА Минэнерго России во главе с советником главы Агентства Владимиром #Дребенцовым разработала модельный аппарат, который включает:
🔹регрессионные модели конечного регионального спроса,
🔹модель функционирования электро- и теплоэнергетики,
🔹модели добычи нефти, природного газа и угля в макрорегионах.
Особое внимание при подготовке прогнозов было уделено важности соблюдения баланса между стремлением к декарбонизации экономики и необходимостью достижения седьмой цели устойчивого развития ООН – «Обеспечение доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии для всех».
«Масштабная трансформация энергетических рынков, изменения в логистике поставок, снижение инвестиций в традиционные сектора энергетики привели к тому, что многие существующие прогнозы долгосрочного развития ТЭК потеряли свою актуальность. Сегодня профессиональное сообщество ТЭК в рабочем порядке сможет дать критическую оценку нашим исследованиям», – рассказал генеральный директор РЭА Минэнерго России Алексей #Кулапин.
Проведение закрытых экспертных сессий для обсуждения актуальных вопросов развития отраслей мирового и российского топливно-энергетического комплекса станет проходить на регулярной основе под эгидой научно-практической конференции «Территория энергетического диалога».
В 2023 году конференция пройдет 10 октября в нулевой день Международного форума «Российская энергетическая неделя». Темой пленарной сессии станут прогнозы научно-технологического развития ТЭК на средне- и долгосрочную перспективу.
Европейский рынок СПГ прогнозируемо меняется. Нидерланды собираются полностью отказаться от закупок российского СПГ несмотря на то, что его доля достигает 15% всего импорта сжиженного газа. Болгария уже тестирует американский СПГ и турецкие терминалы. А сама Турция активно строит регазификационные мощности.
Как заявил в среду министр энергетики Нидерландов Роб Йеттен, страна в этом году перестала заключать новые контракты на поставки СПГ из России, а в настоящий момент "работает над сворачиванием ранее подписанных договоров". "Мы ведем много переговоров с компаниями по поэтапному отказу от существующих соглашений по СПГ", - приводит Bloomberg его слова. Данное решение будет применяться как к спотовым, так и к долгосрочным контрактам.
"Нам нужно сделать это, чтобы убедиться в том, что в нашей системе нет российского ископаемого топлива. Мы уже добились успеха в отказе от угля, трубопроводного газа и нефти, - добавил он.
Нидерланды пока импортируют российский СПГ по более старым контрактам, заключенным до 2023 года, поставки составляют около 15% от общего объема импорта.
Ранее Испания, крупнейший покупатель российского СПГ среди всех стран ЕС в этом году, уже попросила компании не заключать соглашения о новых закупках из России.
На фоне отказа Европы от российского газа и планах по переходу на американский СПГ, Турция стала активно создавать большие мощности по приему и регазификации СПГ. В стране работает уже четыре терминала по приему сжиженного газа: Ertugrul Gazi, Aliaga LNG, Etki LNG, Marmara Ereglisi. Готовится запуск пятого - в заливе Сарос в Эгейском море.
Схему по покупке американского СПГ и его регазификации на терминалах Турции уже опробовала Болгария. Чтобы получать американский газ Болгария в январе этого года заключила контракт на доступ к мощностям турецких терминалов на 13 лет в объеме до 1,5 млрд куб. м. Прием грузов будет осуществляться на том терминале, где это наиболее удобно турецкому оператору в конкретный момент. Благодаря этому контракту республика сможет получать более 10 партий СПГ в год с возможностью дальнейшего увеличения поставок.
Сегодня на турецком терминале Marmara Ereglisi была получена первая партия сжиженного газа для болгарского рынка. Поставщиком топлива является американская компания Cheniere, которая выиграла тендер на поставки газа Bulgargaz в течение 2023 года.
Кроме того, в конце апреля Болгария, Турция, Румыния, Словакия, Венгрия и Азербайджан планируют подписать соглашение о расширении газовой инфраструктуры.
Как заявил в среду министр энергетики Нидерландов Роб Йеттен, страна в этом году перестала заключать новые контракты на поставки СПГ из России, а в настоящий момент "работает над сворачиванием ранее подписанных договоров". "Мы ведем много переговоров с компаниями по поэтапному отказу от существующих соглашений по СПГ", - приводит Bloomberg его слова. Данное решение будет применяться как к спотовым, так и к долгосрочным контрактам.
"Нам нужно сделать это, чтобы убедиться в том, что в нашей системе нет российского ископаемого топлива. Мы уже добились успеха в отказе от угля, трубопроводного газа и нефти, - добавил он.
Нидерланды пока импортируют российский СПГ по более старым контрактам, заключенным до 2023 года, поставки составляют около 15% от общего объема импорта.
Ранее Испания, крупнейший покупатель российского СПГ среди всех стран ЕС в этом году, уже попросила компании не заключать соглашения о новых закупках из России.
На фоне отказа Европы от российского газа и планах по переходу на американский СПГ, Турция стала активно создавать большие мощности по приему и регазификации СПГ. В стране работает уже четыре терминала по приему сжиженного газа: Ertugrul Gazi, Aliaga LNG, Etki LNG, Marmara Ereglisi. Готовится запуск пятого - в заливе Сарос в Эгейском море.
Схему по покупке американского СПГ и его регазификации на терминалах Турции уже опробовала Болгария. Чтобы получать американский газ Болгария в январе этого года заключила контракт на доступ к мощностям турецких терминалов на 13 лет в объеме до 1,5 млрд куб. м. Прием грузов будет осуществляться на том терминале, где это наиболее удобно турецкому оператору в конкретный момент. Благодаря этому контракту республика сможет получать более 10 партий СПГ в год с возможностью дальнейшего увеличения поставок.
Сегодня на турецком терминале Marmara Ereglisi была получена первая партия сжиженного газа для болгарского рынка. Поставщиком топлива является американская компания Cheniere, которая выиграла тендер на поставки газа Bulgargaz в течение 2023 года.
Кроме того, в конце апреля Болгария, Турция, Румыния, Словакия, Венгрия и Азербайджан планируют подписать соглашение о расширении газовой инфраструктуры.
По итогам анализа первого квартала 2023г, МЭА вынуждено было повысить прогноз по добыче нефти в России на этот год на 2%, до 10,56 млн б/с. Пересмотр вызван стабильным экспортом российской нефти на новые рынки, несмотря на санкции западных стран.
Аналитики подчеркивают, что трейдеры готовы рисковать, работая с нефтью из РФ, ввиду больших дисконтов на нее.
Месяцем ранее эксперты ожидали, что производство в РФ по итогам текущего года составит 10,35 млн б/с. Таким образом, агентство повысило прогноз добычи нефти в стране на 210 тыс. б/с.
Аналитики подчеркивают, что трейдеры готовы рисковать, работая с нефтью из РФ, ввиду больших дисконтов на нее.
Месяцем ранее эксперты ожидали, что производство в РФ по итогам текущего года составит 10,35 млн б/с. Таким образом, агентство повысило прогноз добычи нефти в стране на 210 тыс. б/с.
Страны G7 не смогли договорится о сроках полного отказа от угля. Решение застопорила Япония, которая вынуждена будет использовать уголь на своих электростанциях как минимум до середины 2030-ых.
Переговоры по дате отказа от угля в качестве энергоресурса прошли на уровне министров G7 в Саппоро в рамках подготовки саммита "группы семи" в мае в Хиросиме
Япония, председательствующая на встрече, не захотела соглашаться на конкретную дату отказа выработки энергии из угля, несмотря на готовность Канады завершить угольную генерацию к 2030 году и поддержку этой позиции со стороны Великобритании. По мнению издания Kiodo, Японии, вероятно, потребуется использовать уголь, по меньшей мере, значительную часть 2030-х годов, так как ей не хватает энергоресурсов.
Министры стран G7 дали обещание ускорить процесс поэтапного отказа от ископаемых носителей - газа, угля и нефти, с целью добиться углеродной нейтральности к 2050 году. Один из шагов по достижению климатических целей - сократить выбросы парниковых газов от автотранспорта к 2035 году на 50% - по сравнению с 2000 годом.
Одновременно G7 разрешила новые инвестиции в природный газ. В коммюнике указано, что вложения в этот сектор помогут «решить проблему потенциального дефицита ресурсов на энергорынке». При этом инвестиции в газ должны «осуществляться в соответствии с нашими климатическими целями», отметили министры «семерки». К 2030 году страны G7 должны ускорить внедрение возобновляемых источников энергии, увеличив солнечную мощность до более чем 1000 гигаватт и оффшорную ветровую генерацию на 150 гигаватт относительно уровня 2021 года.
В состав G7 входят Великобритания, Германия, Япония, Италия, Канада, США и Франция.
Переговоры по дате отказа от угля в качестве энергоресурса прошли на уровне министров G7 в Саппоро в рамках подготовки саммита "группы семи" в мае в Хиросиме
Япония, председательствующая на встрече, не захотела соглашаться на конкретную дату отказа выработки энергии из угля, несмотря на готовность Канады завершить угольную генерацию к 2030 году и поддержку этой позиции со стороны Великобритании. По мнению издания Kiodo, Японии, вероятно, потребуется использовать уголь, по меньшей мере, значительную часть 2030-х годов, так как ей не хватает энергоресурсов.
Министры стран G7 дали обещание ускорить процесс поэтапного отказа от ископаемых носителей - газа, угля и нефти, с целью добиться углеродной нейтральности к 2050 году. Один из шагов по достижению климатических целей - сократить выбросы парниковых газов от автотранспорта к 2035 году на 50% - по сравнению с 2000 годом.
Одновременно G7 разрешила новые инвестиции в природный газ. В коммюнике указано, что вложения в этот сектор помогут «решить проблему потенциального дефицита ресурсов на энергорынке». При этом инвестиции в газ должны «осуществляться в соответствии с нашими климатическими целями», отметили министры «семерки». К 2030 году страны G7 должны ускорить внедрение возобновляемых источников энергии, увеличив солнечную мощность до более чем 1000 гигаватт и оффшорную ветровую генерацию на 150 гигаватт относительно уровня 2021 года.
В состав G7 входят Великобритания, Германия, Япония, Италия, Канада, США и Франция.
Китай наращивает закупки угля у Австралии. Причина - резкое падения цен на дорогой австралийский энергетический уголь калорийностью 5500 ккал/кг на 59%, до $116,65 за тонну. Так что у Австралии есть все шансы вернуть свои позиции на китайском рынке после отмены эмбарго. Это может повлиять на объемы поставок угля из России, которая сейчас является вторым после Индонезии импортером угля в Китай.
Китай выходит из ковидных ограничений, в стране растет промышленный спрос на электроэнергию, активизируется работа сталелитейного производства. На этом фоне подскочил спрос на уголь. В первом квартале 2023г Китай увеличил закупки угля до 101,8 млн тонн, что почти вдвое больше, чем за аналогичный период прошлого года. В марте они вообще подскочили на 151%, до трехлетнего максимума в 41,17 млн тонн
Рост шел за счет закупки угля в Австралии, которая до эмбарго Пекина, введенного в середине 2020 года, была вторым по значимости после Индонезии поставщиком этого вида топлива в страну, пишет Reuters на основе предварительных таможенные данных и информации аналитической компании Kpler.
По данным Kpler, импорт угля из Австралии в Китай в марте составил 2,73 млн тонн, из которых 2,13 млн тонн оцениваются как термический сорт, используемый на электростанциях, а 417,6 тысяч тонн приходится на коксующийся уголь, используемый для производства стали. Еще 184, 2 тысяч тонн импорта не были классифицированы Kpler ни как термические, ни как коксующиеся. Эти показатели превысили импорт из Австралии от ноября 2020 года в 2,64 млн тонн. По оценкам Kpler, поставки в апреле достигнут 5,04 млн тонн, при этом на энергетический уголь придется 4,72 млн тонн.
Между тем, объемы закупок российского угля с апреля 2022 года пока сильно колеблются в коридоре от 4,1 млн до 6,7 млн тонн. В январе-феврале 2023 года они достигли 14,8 млн т (7,4 млн в месяц), что превратило Россию во второго по объемам поставщиком угля в Китай. Но в марте они составили 5,83 млн тонн. Пока Россия опережает Австралию по объему поставок угля. Российский уголь продается с дисконтом, но логистическое плечо дороже. Конкуренция же влияет на цены в сторону снижения.
Крупнейшим поставщиком угля в Китай в январе и феврале оставалась Индонезия. Согласно таможенным данным, в первые 2 месяца 2023 г. Китай закупил 34,78 млн т индонезийского угля, что на 83% больше, чем в 2022 г.
Китай выходит из ковидных ограничений, в стране растет промышленный спрос на электроэнергию, активизируется работа сталелитейного производства. На этом фоне подскочил спрос на уголь. В первом квартале 2023г Китай увеличил закупки угля до 101,8 млн тонн, что почти вдвое больше, чем за аналогичный период прошлого года. В марте они вообще подскочили на 151%, до трехлетнего максимума в 41,17 млн тонн
Рост шел за счет закупки угля в Австралии, которая до эмбарго Пекина, введенного в середине 2020 года, была вторым по значимости после Индонезии поставщиком этого вида топлива в страну, пишет Reuters на основе предварительных таможенные данных и информации аналитической компании Kpler.
По данным Kpler, импорт угля из Австралии в Китай в марте составил 2,73 млн тонн, из которых 2,13 млн тонн оцениваются как термический сорт, используемый на электростанциях, а 417,6 тысяч тонн приходится на коксующийся уголь, используемый для производства стали. Еще 184, 2 тысяч тонн импорта не были классифицированы Kpler ни как термические, ни как коксующиеся. Эти показатели превысили импорт из Австралии от ноября 2020 года в 2,64 млн тонн. По оценкам Kpler, поставки в апреле достигнут 5,04 млн тонн, при этом на энергетический уголь придется 4,72 млн тонн.
Между тем, объемы закупок российского угля с апреля 2022 года пока сильно колеблются в коридоре от 4,1 млн до 6,7 млн тонн. В январе-феврале 2023 года они достигли 14,8 млн т (7,4 млн в месяц), что превратило Россию во второго по объемам поставщиком угля в Китай. Но в марте они составили 5,83 млн тонн. Пока Россия опережает Австралию по объему поставок угля. Российский уголь продается с дисконтом, но логистическое плечо дороже. Конкуренция же влияет на цены в сторону снижения.
Крупнейшим поставщиком угля в Китай в январе и феврале оставалась Индонезия. Согласно таможенным данным, в первые 2 месяца 2023 г. Китай закупил 34,78 млн т индонезийского угля, что на 83% больше, чем в 2022 г.
Дисконт цены российской Urals к бенчмарку Brent будет учитываться при расчете налога на добавленный доход (НДД) и экспортной пошлины на нефть, по аналогии с ранее введенным дисконтом в расчет НДПИ и обратного акциза на нефть.
Так, коэффициент, определяющий дисконт в расчете НДД, устанавливается с 1 июня по декабрь 2023 года.
Для расчета экспортной пошлины на июнь будет использоваться цена нефти Urals на уровне не меньше Brent минус $28 за баррель ($204,4 за т) в период мониторинга с 15 апреля по 14 мая 2023 года, а на июль и далее - не меньше Brent минус $25 за баррель ($182,5 за т) в период мониторинга с 15 мая по 14 июня 2023 года. Пошлина на нефть на предстоящий месяц рассчитывается на основе данных за предыдущий месяц.
Ранее были внесены поправки в Налоговый кодекс, согласно которым в расчете НДПИ и обратного акциза на нефть с 1 апреля применяется цена нефти Brent, уменьшенная в апреле - на $34 за баррель, в мае - на $31 за баррель, в июне - на $28 за баррель, в июле - на $25 за баррель.
Соответствующий законопроект Минфин внес в Госдуму.
Так, коэффициент, определяющий дисконт в расчете НДД, устанавливается с 1 июня по декабрь 2023 года.
Для расчета экспортной пошлины на июнь будет использоваться цена нефти Urals на уровне не меньше Brent минус $28 за баррель ($204,4 за т) в период мониторинга с 15 апреля по 14 мая 2023 года, а на июль и далее - не меньше Brent минус $25 за баррель ($182,5 за т) в период мониторинга с 15 мая по 14 июня 2023 года. Пошлина на нефть на предстоящий месяц рассчитывается на основе данных за предыдущий месяц.
Ранее были внесены поправки в Налоговый кодекс, согласно которым в расчете НДПИ и обратного акциза на нефть с 1 апреля применяется цена нефти Brent, уменьшенная в апреле - на $34 за баррель, в мае - на $31 за баррель, в июне - на $28 за баррель, в июле - на $25 за баррель.
Соответствующий законопроект Минфин внес в Госдуму.
Россия может обходить «ценовые потолки» при экспорте через трубопровод ВСТО и порт Козьмино или другие восточные порты, подсказало американское OFAC.
Управление по контролю за иностранными активами министерства финансов США (OFAC) сообщило, что ему известно о возможном предоставлении услуг лицами США при экспорте российской нефти выше "ценового потолка". По данным ведомства, это стало возможным в связи с манипулированием данными автоматической системы идентификации судов (AIS), а также предоставлением неполных или ложных документов американским контрагентам.
"Некоторые танкеры могут манипулировать данными AIS, практикуя методы, известные как "спуфинг" (подмена GPS-данных судна - ИФ), чтобы скрыть тот факт, что они заходили в порт Козьмино или другие порты на восточном побережье Российской Федерации. Например, базовые данные слежения за судном могут показывать танкер в одном месте, но более сложные отчеты морских разведывательных служб могут показать, что судно заходило в порт Козьмино или другой восточный порт Российской Федерации", - говорится в сообщении ведомства.
Оно также отмечает, что "спуфинг" может использоваться при перевалке нефти в море с танкера на танкер (ship-to-ship).
Еще одним методом обхода price cap OFAC видит непрозрачность расходов на доставку российской нефти со стороны трейдеров. Ведомство отмечает, что в руководстве по применению "ценового потолка" расходы на фрахт, растаможивание и страхование не включены в предельную цену. "Неучет этих затрат может быть использован для сокрытия того факта, что российская нефть была куплена выше предельной цены", - подчеркивают в OFAC, отмечая, что инвойсы на услуги по фрахту, растаможиванию и страхованию должны выставляться отдельно от самой нефти и "по коммерчески разумным ставкам". Отказ контрагента предоставить документы, подтверждающие приобретение российской нефти/нефтепродуктов по цене price cap или ниже, должен служить "красным флагом" для покупателей, подчеркивает OFAC.
Управление по контролю за иностранными активами министерства финансов США (OFAC) сообщило, что ему известно о возможном предоставлении услуг лицами США при экспорте российской нефти выше "ценового потолка". По данным ведомства, это стало возможным в связи с манипулированием данными автоматической системы идентификации судов (AIS), а также предоставлением неполных или ложных документов американским контрагентам.
"Некоторые танкеры могут манипулировать данными AIS, практикуя методы, известные как "спуфинг" (подмена GPS-данных судна - ИФ), чтобы скрыть тот факт, что они заходили в порт Козьмино или другие порты на восточном побережье Российской Федерации. Например, базовые данные слежения за судном могут показывать танкер в одном месте, но более сложные отчеты морских разведывательных служб могут показать, что судно заходило в порт Козьмино или другой восточный порт Российской Федерации", - говорится в сообщении ведомства.
Оно также отмечает, что "спуфинг" может использоваться при перевалке нефти в море с танкера на танкер (ship-to-ship).
Еще одним методом обхода price cap OFAC видит непрозрачность расходов на доставку российской нефти со стороны трейдеров. Ведомство отмечает, что в руководстве по применению "ценового потолка" расходы на фрахт, растаможивание и страхование не включены в предельную цену. "Неучет этих затрат может быть использован для сокрытия того факта, что российская нефть была куплена выше предельной цены", - подчеркивают в OFAC, отмечая, что инвойсы на услуги по фрахту, растаможиванию и страхованию должны выставляться отдельно от самой нефти и "по коммерчески разумным ставкам". Отказ контрагента предоставить документы, подтверждающие приобретение российской нефти/нефтепродуктов по цене price cap или ниже, должен служить "красным флагом" для покупателей, подчеркивает OFAC.
Forwarded from Сырьевая игла
В Нигерии Exxon Mobil объявила форс-мажор по отгрузке нефти
Подразделения американской нефтегазовой корпорации Exxon Mobil в Нигерии объявили форс-мажор по отгрузке нефти с ряда терминалов по причине "трудовых акций".
На Exxon Mobil приходится значительная часть экспорта нефти из Нигерии, пишет Bloomberg. Так, в минувшем году она составила более 20% от общего объема поставляемой на мировой рынок нигерийской нефти. Нигерия является крупнейшим производителем нефти в Африке южнее Сахары.
Подробностей агентство не приводит. Что Exxon называет «трудовыми акциями» не известно. Можно предположить, что рабочие терминалов, недовольные порядками Exxon, решили высказать таким образом свое несогласие с трудовыми условиями.
Подразделения американской нефтегазовой корпорации Exxon Mobil в Нигерии объявили форс-мажор по отгрузке нефти с ряда терминалов по причине "трудовых акций".
На Exxon Mobil приходится значительная часть экспорта нефти из Нигерии, пишет Bloomberg. Так, в минувшем году она составила более 20% от общего объема поставляемой на мировой рынок нигерийской нефти. Нигерия является крупнейшим производителем нефти в Африке южнее Сахары.
Подробностей агентство не приводит. Что Exxon называет «трудовыми акциями» не известно. Можно предположить, что рабочие терминалов, недовольные порядками Exxon, решили высказать таким образом свое несогласие с трудовыми условиями.
В ноябре 2022г около 70% танкеров, перевозивших российскую нефть, принадлежали недружественным странам, из них 54% - Греции. В январе 2023г доля танкеров недружественных стран снизилась до 40%. Теперь на танкеры из ОАЭ приходится 15 %, из Китая – 13 %, а оставшиеся более 30%– это теневой российский флот или неучтенные собственники.
Рынок теневых перевозок стал быстро расти сразу после вступления в силу шестого пакета санкций. До конфликта Запада с Россией неучтенный и теневой флот составлял в среднем 18–20 % .
Одновременно расширилась практика создания так называемых «смесей», когда в зарубежных портах нефть из России смешивается с нефтью других стран в такой пропорции, чтобы в получаемой смеси российской нефти было менее 50 %.
Такая нефть уже «меняет» юрисдикцию, не считается российской и её можно продавать, не опасаясь «вторичных» санкций и других последствий. В подобных операциях подозреваются, например, Оман, Объединенные Арабские Эмираты, Сингапур и Малайзия.
Рынок теневых перевозок стал быстро расти сразу после вступления в силу шестого пакета санкций. До конфликта Запада с Россией неучтенный и теневой флот составлял в среднем 18–20 % .
Одновременно расширилась практика создания так называемых «смесей», когда в зарубежных портах нефть из России смешивается с нефтью других стран в такой пропорции, чтобы в получаемой смеси российской нефти было менее 50 %.
Такая нефть уже «меняет» юрисдикцию, не считается российской и её можно продавать, не опасаясь «вторичных» санкций и других последствий. В подобных операциях подозреваются, например, Оман, Объединенные Арабские Эмираты, Сингапур и Малайзия.
Энергетическая политика
Нефтяные рынки в годы великих трансформаций - Энергетическая политика
А. Мастепанов . . . Закономерности формирования современной рыночной экономики, неравномерное распределение на территории Земли топливно-энергетических ресурсов и обусловленное этим географическое несоответствие основных центров добычи (производства) и потребления…
Рост ввода новых мощностей ВИЭ возобновится к 2025 году и составит до 1 ГВт в год суммарно в розничном и оптовом рынке-АРВЭ
«Сейчас по программе ДПМ ВИЭ реализован ввод более 4 ГВт проектов, которые успешно эксплуатируются. В энергосистеме 5,8 ГВт мощностей с учетом малых ГЭС, но это всего 1% потребления в энергобалансе России», - сообщил глава ассоциации возобновляемой энергетики России Алексей Жихарев, выступая на пленарном заседании Российского международного энергетического форума, который проходит в Санкт-Петербурге.
По его словам, совокупный объем инвестиций в сектор ВИЭ к 2023 году составил 600 млрд руб. Основным достижением, позволившим наращивать инвестиции в сектор ВИЭ в России А,Жихарев назвал механизм конкуренции и эффект снижения цены за энергию и мощность.
Механизм ДПМ позволил привлечь в отрасль дешевые инвестиции из-за наличия в этом инструменте возможности гарантированного дохода на капитал и возврата вложенных средств, но без конкуренции между поставщиками деньги на эти проекты «стоили бы дороже».
«Если бы действовала госпрограмма по ВИЭ с субсидированием проектов без конкуренции, в России не возникло бы новых 1,3 ГВт энергии. На сегодняшний момент суммарно в двух программах ДПМ ВИЭ до 2024 года отобрано более 9 ГВт проектов, мы ориентируемся, что к 2035 году будет отобрано для реализации не менее 12 ГВт новых мощностей в ВИЭ по результатам нескольких конкурсных отборов со снижением цены. За время реализации ВИЭ проектов в России цена (мощности и энергии) снизилась на 80%, в мире наблюдаются схожие показатели в секторах накопления энергии и ВИЭ», - отметил Жихарев.
В стратегии низкоуглеродного развития России прописано, что к 2050 году показатель ввода ВИЭ, как низкоуглеродного источника энергии, должен вырасти до 13%, то есть может появиться более 90 ГВт новых возобновляемых мощностей. Пока такие проекты реализованы в 28 регионах страны, и именно там регионы привлекают инвестиции из тех секторов экономики, которые нацелены на потребление низкоуглеродной энергии.
«Сейчас по программе ДПМ ВИЭ реализован ввод более 4 ГВт проектов, которые успешно эксплуатируются. В энергосистеме 5,8 ГВт мощностей с учетом малых ГЭС, но это всего 1% потребления в энергобалансе России», - сообщил глава ассоциации возобновляемой энергетики России Алексей Жихарев, выступая на пленарном заседании Российского международного энергетического форума, который проходит в Санкт-Петербурге.
По его словам, совокупный объем инвестиций в сектор ВИЭ к 2023 году составил 600 млрд руб. Основным достижением, позволившим наращивать инвестиции в сектор ВИЭ в России А,Жихарев назвал механизм конкуренции и эффект снижения цены за энергию и мощность.
Механизм ДПМ позволил привлечь в отрасль дешевые инвестиции из-за наличия в этом инструменте возможности гарантированного дохода на капитал и возврата вложенных средств, но без конкуренции между поставщиками деньги на эти проекты «стоили бы дороже».
«Если бы действовала госпрограмма по ВИЭ с субсидированием проектов без конкуренции, в России не возникло бы новых 1,3 ГВт энергии. На сегодняшний момент суммарно в двух программах ДПМ ВИЭ до 2024 года отобрано более 9 ГВт проектов, мы ориентируемся, что к 2035 году будет отобрано для реализации не менее 12 ГВт новых мощностей в ВИЭ по результатам нескольких конкурсных отборов со снижением цены. За время реализации ВИЭ проектов в России цена (мощности и энергии) снизилась на 80%, в мире наблюдаются схожие показатели в секторах накопления энергии и ВИЭ», - отметил Жихарев.
В стратегии низкоуглеродного развития России прописано, что к 2050 году показатель ввода ВИЭ, как низкоуглеродного источника энергии, должен вырасти до 13%, то есть может появиться более 90 ГВт новых возобновляемых мощностей. Пока такие проекты реализованы в 28 регионах страны, и именно там регионы привлекают инвестиции из тех секторов экономики, которые нацелены на потребление низкоуглеродной энергии.
Причины дисбаланса экономических интересов производителей и потребителей энергии вызваны включением в баланс мощности неработающих станций – эксперт
«Стоимость киловатта часа энергии делится сейчас на постоянную и переменную составляющую. От этого выигрывают энергетики. Переменная составляющая киловатт-часа - это всего 30% стоимости конечного продукта для потребителя, а остальное – регуляторные факторы. При конкурентном отборе мощности регулятор и системный оператор оплачивают мощность станций, которые не попадают в оптимальный баланс. Получается, что станции можно платить деньги даже если она не работает. Достаточно попасть в баланс: заявить мощность и подтвердить ее возможную готовность к расчетному периоду на 3-5 лет вперед, чтобы в принимающем режиме получать средства за установленную мощность», - сказал эксперт НП «НТС ЕЭС», заместитель председателя Комитета энергетической стратегии и развития ТЭК ТПП РФ, научный руководитель ЦЭМУЭ КЭУ НП «КОНЦ ЕЭС», академик РАЕН Георгий Кутовой
Избыточную мощность в российской энергосистеме, не востребованную, но оплачиваемую потребителями, он оценил порядка в 50 Гвт.
Дополнительные затраты потребителей энергии – это перекрестное субсидирование из-за разницы в тарифах для промышленности и населения. По данным Г.Кутового, из-за этого нагрузка на реальный сектор экономики достигает около 400 млрд руб в год. Население, по его мнению, также не в выигрыше, так как эта нагрузка возвращается ростом стоимости товаров и услуг.
В рыночной экономике инвестиционный ресурс формируется за счет маржинальности при определении цены на оптовом рынке энергии. То есть те станции, которые принимаются в баланс и имеют низкую себестоимость, получают сверхприбыль за счет того, что ценовой потолок определяется станциями, последними вовлеченными в баланс для покрытия максимума нагрузки. Тем самым обеспечивается ресурс для модернизации неконкурентноспособных мощностей, не соответствующих современным требованиям отрасли.
Договора поставки мощности по сути нерыночные, не окупаются в приемлемые сроки, но государство гарантирует возврат вложенных в эти проекты средств инвесторов, даже если они окупятся только через 35 лет.
«По сути, это псевдобюджетное финансирование, то есть государство заставило потребителей оплатить ненужные им мощности, не оформив их в свою собственность. Но это противоречит интересам реального сектора экономики, ведь мы перекачиваем из него прибыль в ненужные энергетические проекты, тем самым тормозя развитие бизнеса. От этой практики надо отказываться, чтобы выйти на нормальную траекторию развития электроэнергетической отрасли», - отметил эксперт.
«Стоимость киловатта часа энергии делится сейчас на постоянную и переменную составляющую. От этого выигрывают энергетики. Переменная составляющая киловатт-часа - это всего 30% стоимости конечного продукта для потребителя, а остальное – регуляторные факторы. При конкурентном отборе мощности регулятор и системный оператор оплачивают мощность станций, которые не попадают в оптимальный баланс. Получается, что станции можно платить деньги даже если она не работает. Достаточно попасть в баланс: заявить мощность и подтвердить ее возможную готовность к расчетному периоду на 3-5 лет вперед, чтобы в принимающем режиме получать средства за установленную мощность», - сказал эксперт НП «НТС ЕЭС», заместитель председателя Комитета энергетической стратегии и развития ТЭК ТПП РФ, научный руководитель ЦЭМУЭ КЭУ НП «КОНЦ ЕЭС», академик РАЕН Георгий Кутовой
Избыточную мощность в российской энергосистеме, не востребованную, но оплачиваемую потребителями, он оценил порядка в 50 Гвт.
Дополнительные затраты потребителей энергии – это перекрестное субсидирование из-за разницы в тарифах для промышленности и населения. По данным Г.Кутового, из-за этого нагрузка на реальный сектор экономики достигает около 400 млрд руб в год. Население, по его мнению, также не в выигрыше, так как эта нагрузка возвращается ростом стоимости товаров и услуг.
В рыночной экономике инвестиционный ресурс формируется за счет маржинальности при определении цены на оптовом рынке энергии. То есть те станции, которые принимаются в баланс и имеют низкую себестоимость, получают сверхприбыль за счет того, что ценовой потолок определяется станциями, последними вовлеченными в баланс для покрытия максимума нагрузки. Тем самым обеспечивается ресурс для модернизации неконкурентноспособных мощностей, не соответствующих современным требованиям отрасли.
Договора поставки мощности по сути нерыночные, не окупаются в приемлемые сроки, но государство гарантирует возврат вложенных в эти проекты средств инвесторов, даже если они окупятся только через 35 лет.
«По сути, это псевдобюджетное финансирование, то есть государство заставило потребителей оплатить ненужные им мощности, не оформив их в свою собственность. Но это противоречит интересам реального сектора экономики, ведь мы перекачиваем из него прибыль в ненужные энергетические проекты, тем самым тормозя развитие бизнеса. От этой практики надо отказываться, чтобы выйти на нормальную траекторию развития электроэнергетической отрасли», - отметил эксперт.
Энергогенерирующие компании просят Минэнерго РФ предоставить им возможность без штрафов выходить из проектов модернизации ТЭС
Такое решение может быть принято, если резко выросли затраты на проект, а компания смогла предоставить подтверждающие это документы, сказала председатель наблюдательного совета "Совета производителей энергии" и член правления "Интер РАО" Александра Панина в ходе совещания Минэнерго по итогам ОЗП 2022-2023.
По ее словам, компании сталкиваются с тем, что часть оборудования, построенного по программе ДПМ, придется выводить из эксплуатации. Сейчас вывод такого оборудования запрещен на время действия ДПМ. А.Панина привела привел пример, когда закончился и не был продлен контракт на сервисное обслуживание оборудования GE.
В 2019 г. правительство РФ утвердило программу модернизации тепловых мощностей. По ее условиям, в России до 2031 г. должно быть модернизировано 40 ГВт энергомощностей за счет платежей оптовых потребителей энергии. Это обеспечит инвесторам возврат средств с доходностью 14% годовых.
Проекты модернизации предусматривают жесткие сроки ввода объектов со штрафами за их нарушение.
В апреле 2022 г. "Совет рынка" принял ряд изменений в нормативные документы, направленных на поддержку компаний электроэнергетики, в их числе - перенос вводов проектов без штрафов. В частности, проекты модернизации в рамках КОМмод получили отсрочку без начислений и штрафов на год. Предполагалось, что мера будет временной.
Уже в начале 2023 г. проекты модернизации Нижневартовской ГРЭС (ПАО "Интер РАО"), а также Костромской ТЭЦ-2 и Ярославский ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (все три - ПАО "ТГК-2") получили от правительства дополнительный перенос сроков ввода.
Такое решение может быть принято, если резко выросли затраты на проект, а компания смогла предоставить подтверждающие это документы, сказала председатель наблюдательного совета "Совета производителей энергии" и член правления "Интер РАО" Александра Панина в ходе совещания Минэнерго по итогам ОЗП 2022-2023.
По ее словам, компании сталкиваются с тем, что часть оборудования, построенного по программе ДПМ, придется выводить из эксплуатации. Сейчас вывод такого оборудования запрещен на время действия ДПМ. А.Панина привела привел пример, когда закончился и не был продлен контракт на сервисное обслуживание оборудования GE.
В 2019 г. правительство РФ утвердило программу модернизации тепловых мощностей. По ее условиям, в России до 2031 г. должно быть модернизировано 40 ГВт энергомощностей за счет платежей оптовых потребителей энергии. Это обеспечит инвесторам возврат средств с доходностью 14% годовых.
Проекты модернизации предусматривают жесткие сроки ввода объектов со штрафами за их нарушение.
В апреле 2022 г. "Совет рынка" принял ряд изменений в нормативные документы, направленных на поддержку компаний электроэнергетики, в их числе - перенос вводов проектов без штрафов. В частности, проекты модернизации в рамках КОМмод получили отсрочку без начислений и штрафов на год. Предполагалось, что мера будет временной.
Уже в начале 2023 г. проекты модернизации Нижневартовской ГРЭС (ПАО "Интер РАО"), а также Костромской ТЭЦ-2 и Ярославский ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (все три - ПАО "ТГК-2") получили от правительства дополнительный перенос сроков ввода.