#электроэнергия#Туркменистан/Иран#

Иран начал импортировать электроэнергию из Туркменистана, сообщает информационный портал “Бизнес Туркменистан”.
Туркменистан будет передавать 140 МВт·ч электроэнергии в северо-восточную иранскую провинцию Хорасан через пограничный Сарахс.
Этот показатель в будущем может увеличиться, поскольку две страны реализуют первый этап подписанного ранее соглашения о передаче электроэнергии.
Ранее сообщалось, что Туркменистан в первом квартале 2021 года увеличил экспорт электроэнергии в 2,1 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.
Министерство энергетики Туркменистана увеличило выработку электроэнергии для внутреннего потребления на шесть процентов, а для внешнего рынка – на 12,9% по сравнению с первым кварталом 2020 года.
По данным портала, одной из причин роста экспорта электроэнергии стал ввод в эксплуатацию ЛЭП в Афганистан (Керки – Шиберган) напряжением 500 кВ в январе этого года.
До 2025 года в Туркменистане ожидается рост экспорта электроэнергии на 8,7%. Этому будет способствовать строительство новых электростанций, линий электропередачи, современных трансформаторных подстанций и распределительных устройств.
Министерство энергетики Туркменистана ранее сообщало, что существуют возможности для передачи электроэнергии транзитом через Афганистан в Таджикистан. К 2030 году Туркменистан планирует производить до 35,5 млрд кВт·ч электроэнергии.

​CBAM – Сколько заплатят экспортёры?

С момента объявления о введении пограничного углеродного налога ЕС (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM) многие пытались оценить затраты российских экспортёров, связанные с новым регулированием.

В июле прошлого года KPMG называли ужасающие цифры ущерба: 33.3 млрд евро в 2025-2030 годах (в среднем 5.55 млрд евро в год). А вышедшее позавчера исследование VYGON Consulting оценивает затраты российского ТЭК в 0.3-1.2 млрд евро в год.

Оценки затрат и список товаров в этих исследованиях сильно расходятся. Оно и понятно – в отсутствии деталей будущего регулирования каждый эксперт делал свои прогнозы целевых параметров налога.

После публикации неофициального черновика регламента CBAM мы в ProClimate тоже сделали оценку затрат на уплату налога.

👉🏽 Затраты $0.6-1.4 млрд
По нашим расчётам, затраты российских экспортёров товаров, охваченных CBAM, составят 0.6-1.4 млрд долларов в год на переходный период (2023-2025). При этом среди топ-10 стран, экспортирующих продукцию в ЕС, Россия понесёт наибольшие затраты.

👉🏽 Как учтут бесплатные квоты?
В черновике регламента основная неопределённость связана с методологией учёта бесплатных квот, которые будут вычитаться из объёма выбросов по аналогии с EU ETS. Мы рассмотрели два радикальных сценария: с полным вычетом бесплатных квот ($0.6 млрд) и вообще без учёта квот ($1.4 млрд). Скорее всего, окончательный вариант будет где-то посередине.

👉🏽 Сталь и алюминий наиболее подвержены
CBAM наиболее сильно ударит по ГМК – сталь и алюминий суммарно могут понести больше $1 млрд затрат. Опять же, всё зависит от учёта бесплатных квот. Кроме того, Русал сможет получить частичное возмещение уплаченного налога, если будет продавать в Европу свой низкоуглеродный бренд ALLOW и отчитается регулятору о фактическом объёме выбросов.

👉🏽 Основные предпосылки
В расчёте использована цена 56.2 евро за тонну CO2 эквивалента из консенсус-прогноза цены квот в EU ETS.

Расчёты будут ещё неоднократно пересматриваться по мере доработки регламента, но уже сейчас они дают информацию для оценки целесообразности ввода национальных систем торговли выбросами в странах, подверженных CBAM.

Дисклеймеры (куда без них):

▪️ Расчёты основаны на неофициальном черновике регламента – после выхода финальной версии их, возможно, придётся обновить.

▪️ Взятые нами удельные выбросы могут давать консервативные оценки, т.к. часть из них (например, по алюминию) включают выбросы на всём жизненном цикле, а не только в охватах 1 и 2, как предусмотрено регламентом. При этом не исключено, что расчёт выбросов для целей CBAM по каким-то товарам будет включать и часть охвата 3 – регламент это допускает.

▪️ Наши оценки не учитывают национальные системы углеродного регулирования, поскольку регламент CBAM пока не содержит методики учёта таких систем.

@climatepro

#АК #ВГ #CBAM #EUETS #углерод #ЕС #Россия

#нефть#прогноз#мир#

В июньском отчете Международного энергетического агентства (МЭА) сообщается, что мировое потребление нефти восстановится на докризисном уровне к концу 2022 года, впервые превысив отметку 100 млн б/с.

При таком сценарии нефтеэкспортерам из соглашения ОПЕК+ придется ослабить ограничения по добыче, чтобы удовлетворить спрос. В 2021 году глобальный спрос на нефть увеличится на 5,4 млн б/с, а в 2022 году - еще на 3,1 млн б/с.

Потребление нефти продолжит восстанавливаться и, если никаких изменений не произойдет, то к концу 2022 года достигнет 100,6 млн б/с. Мир вернется на докризисный уровень спроса. Первый взгляд на 2022 год подтверждает прежние наблюдения о том, что странам ОПЕК+ следует открыть краны, чтобы глобальный рынок нефти был адекватно обеспечен поставками, говорится в отчете.

Активное восстановление спроса на нефть подстегнет производящие нефть страны увеличить предложение, в 2022 году поставки стран «не ОПЕК+» вырастут на 1,6 млн б/с против 0,7 млн б/с в 2021 году.

В МЭА считают, что удовлетворение растущего потребления нефти вряд ли станет проблемой. Даже после восстановления добычи на 2 млн б/с в мае - июле у стран из союза ОПЕК+ все равно остается 6,9 млн б/с незадействованных эффективных мощностей. Если санкции с Ирана будут сняты, то это в короткие сроки вернет на рынок 1,4 млн б/с.

Лидером по восстановлению предложения в 2022 году станут США, на которые придется более 0,9 млн б/с роста предложения. Наращивать поставки нефти также будут Канада, Бразилия и Норвегия.
ТГ Буровая

Снятие санкций с Ирана похоже дело решеное: США нужна тяжелая нефть и быстро найти ее можно только в этой стране. Замирить Ливию или восстановить экономику Венесуэлы – дело не быстрое.

Нефтяной рынок достаточно нервно реагирует на возможное ослабление ограничений наложенных на Иран, однако потенциальные объемы нефти которые могут пойти на экспорт не так уж велики. В моменте Иран может дать 1,5-2 млн барр в день дополнительных объемов к текущим 93,4 млн барр мировой добычи. Кроме того, нельзя сказать, что Иран совсем ничего не экспортирует, и сегодня часть поставок из страны идет по «серым» схемам через Турцию и ОАЭ. Обеление этих потоков де-факто не увеличит мировую добычу.

Тем не менее, снятие санкций с Ирана ударит по планам стран ОПЕК+ (на них приходиться 40 млн барр в день добычи). В случае возвращения иранского экспорта Саудовской Аравии придется сохранять свои добровольные ограничения, впрочем, «заморозятся» на неопределенный срок и квоты добычи нефти в России.

Чаепитие настоящего нефтяника.

#газ#Туркменистан/Казахстан/Россия/Украина/Евросоюз#

Начинается очередная волна попыток получить доступ к среднеазиатскому газу с целью дальнейшей реализации его в Евросоюзе.

«Нафтогаз» хочет добиться от "Газпрома" доступа к транзиту газа из Центральной Азии через газотранспортную систему Украины. Об этом в интервью Financial Times заявил исполнительный директор компании Юрий Витренко. По словам Витренко, "Нафтогаз" уже готовит официальные запросы для получения разрешения и если "Газпром" откажет, то следующим шагом будет жалоба в Еврокомиссию и суд.

В этой истории следует иметь в виду два ключевых аргумента:

1. Газотранспортная система СССР была спроектирована таким образом, что газ из республик Средней Азии поступал в Украинскую ССР. И в 90-е годы прошлого века эти связи были активированы по лизинговым схемам «туркменский газ в обмен на украинское подсолнечное масло».

2. Россия после развала СССР зафиксировала на законодательном уровне запрет на транзит по своей территории. И с этого момента среднеазиатский газ потерял возможность дойти до Европы под собственным брендом. Газ смешивается в ЕСГ с российским и поступает на западные границы России как российский природный газ. Сделано это было с целью предотвратить демпинг и конкуренцию между российским и среднеазиатским газом. Казахстан, Туркменистан, Узбекистан соглашались на цену ниже, чем продавал Газпром.

Многочисленные попытки Минска в рамках СНГ и впоследствии ЕАЭС получить газ из Казахстана на основании прямых контрактов с Казмунайгазом остались нереализованными.

Также остались неудовлетворенными неоднократные попытки Евросоюза получить доступ к туркменским месторождениям. А слишком настойчивые попытки Ашхабада самостоятельно выйти на европейские рынки резко оборвались после взрыва на газопроводе САЦ на границе Туркменистана и Узбекистана в апреле 2008 года.

С тех пор на этом направлении была взята пауза. И вот, похоже, следует ожидать еще одну волну активных действий в том же направлении. Но пока в России не существует узаконенного понятия транзита, юридических оснований для прокачки среднеазиатского газа по территории РФ нет.

#электростанции#Китай#

В 2020 году совокупная установленная мощность гидроэлектростанций в мире достигла 1330 ГВт. Рост к прошлому году составил на 21 ГВт или 1,6%. Об этом говорится в отчете Международной гидроэнергетической ассоциации о состоянии гидроэнергетики в мире. Не мало, но средний рост установленной мощности в годовом исчислении за пять лет с 2016 по 2020 год составил 1,8%.

Почти две трети роста пришлись на Китай, где появилось 13,8 ГВт новых мощностей. Основные проекты, завершенные в прошлом году, включают Lauca мощностью 2,1 ГВт в Анголе, гидроаккумулятор Jixi мощностью 1,8 ГВт в Китае и проекты Илису (1,2 ГВт) и Нижний Калекей (0,5 ГВт) в Турции. Самым крупным проектом был Wudongde в Китае, который ввел в эксплуатацию восемь из 12 своих блоков, добавив 6,8 ГВт к мощностям Китая. Остальные гидроагрегаты предполагается ввести в эксплуатацию в 2021 году.

Китай остается мировым лидером по общей установленной мощности гидроэлектростанций - более 370 ГВт. Остальную пятерку лидеров составляют Бразилия (109 ГВт), США (102 ГВт), Канада (82 ГВт) и Индия (50 ГВт). Сразу за Индией следуют Япония и Россия, за ними следуют Норвегия (33 ГВт) и Турция (31 ГВт).

Миру нужно значительно больше гидроэнергетики, чтобы достигнуть поставленных климатических целей. МЭА и IRENA, ранее заявляли, что миру необходимы дополнительные 850 ГВт новой гидроэнергетики - это ежегодный рост в среднем около 2% в год. Кроме того, глобальный парк гидроэнергетики стареет, и, хотя многие объекты можно модернизировать, неизбежны естественное сокращения мощностей.
(Energy Today)

Выброс газа, по предварительным данным, стал причиной взрыва и пожара на газовой автозаправочной станции в Новосибирске. По сообщению СМИ, во время разгрузки газовоза произошел выброс газа, разгерметизация газовой емкости, что привело к взрыву, затем начался пожар. Пожар локализован на 1200 кв. метрах.

В настоящее время 21 пострадавший, в том числе 9-летний ребенок, восемь - в тяжелом состоянии, четверо получили помощь на месте, остальные в средней степени тяжести, сообщила главврач станции скорой помощи Новосибирской области Ирина Большакова.

#газ#Европа#

Газ в Европе бьет шестилетние рекорды
Июльские фьючерсы на природный газ на голландском TTF в понедельник резко выросли на 5% и достигли рекордных 29,3 евро за МВт-ч ($376 за тысячу кубометров) - наивысшего значения за последние 6 лет.

Главной причиной роста цен эксперты называют сокращение поставок природного газа в связи с отключениями трубопроводов на плановые ремонты. В частности, поставки через «Северный поток – 1» с 13 по 25 июня сократятся примерно на 155 млн м3 в сутки. Кроме того, будут снижены поставки газа через «Ямал-Европа».

Также большинство трейдеров ждет, как поведет себя Газпром. Если монополия не приобретет дополнительные мощности на июль, поставки газа в Европу будут меньше, что может привести к еще большему росту цен.

Среди других факторов, влияющих на рост цен на природный газ, высокая стоимость нефти, углеродной эмиссии и угля.

В итоге до конца месяца в Европу будет поставлено на 2 млрд. кубометров газа меньше, чем при штатной работе всех газопроводов.
(Сырьевая игла)

#нефть#США#

Royal Dutch Shell пересматривает свои запасы на крупнейшем нефтяном месторождении США на предмет потенциальной продажи, сообщили источники Reuters.

Общая площадь участков Shell на сланцах в США составляет 410 тыс. акров (1,7 тыс. кв. км), основная часть которых – в Пермском бассейне (Permian). Компания рассматривает продажу 260 тыс. акров в Permian, или 2/3 всего фонда сланцевых месторождений в США. Добыча Shell в Permian снизилась на 23%, с 250 тыс. б\с в 2019 году до 193 тыс. б\с в 2020 году. Всего в бассейне добывается 4,5 млн б\с, т.е. доля Shell в добыче региона составляла 4%.

Reuters отмечает, что Permian ранее назывался Shell в числе основных регионов, которые должны обеспечить реализацию стратегии по энергопереходу: денежный поток от этих проектов должен был финансировать «зеленые» проекты. Однако вердикт суда обязывает компанию ускорить сокращение выбросов, что может потребовать продать не только хвостовые (грязные), но и более привлекательные активы.

Вместе с тем, сланцы требуют постоянного бурения, что делает денежный доход от сланцев менее устойчивым.

#водород#Россия#

Коллеги, вот у всех нас есть понимание, что как альтернатива Северному Завозу - ВИЭ-водородные энергостанции - отличный вариант.
Но я бы помечтал о более захватывающих проектах разработке месторождений на крайнем Севере с использованием водорода. Не замены ограниченного Северного завоза, а о строительстве огромных гелио- и ветропарков в материковой части Красноярского Края, Якутии, Чукотки, Магаданской области в тысячах километров от ближайших коммуникаций, с разворачиваем там водородного транспорта, водородного резервного питания, даже водородных котельных, а в итоге абсолютной энергообеспеченности без поставок извне. Без многотысячекилометровых высоковольтных ЛЭП, на которые даже на многомиллиардные контракты не выходит ни одного желающего ими заниматься. Избыток капиталовложений в таких проектах, даже если он есть, то покроется за счет снижения издержек в будущем, потому что последующий мониторинг и обслуживание таких линий энергоснабжения в безлюдных районах выльется в куда большие деньги, а также сделает данные проекты уязвимыми. А на выходе таких реально автономных (с теплицами с фитодиодами) и с нулевыми выбросами проектов будут золото, платина, уран, никель, палладий и всё остальное, что сейчас добывать оказывается невыгодно именно из-за транспортных издержек на прокладку дорогих коммуникаций. А так для начала туда можно отправлять те же водородные дирижабли (будущее топливо) с сотнями тонн полезных грузов включая компрессионные станции и хранилища для компримированного (а может и сжиженного водорода) - обратно можно их оболочки с гондолами везти по двадцать штук за раз на одном. И не думать, когда же появится железная дорого, откроется судоходство или встанет зимник хотя бы. Да и вдоль зимников построить не заправки с завезенным по этому же зимнику и подогреваемым дизтопливом, а водородные локальные станции.
Картинку можно дополнить вариантом с расчетом стоимости кВт-ч при местной генерации от ВИЭ при масштабном водородном проекте.
(Сергей Зайцев)

#водород#Германия#

14 июня немецкое Федеральное министерство экономики и энергетики (BMWi) объявило о создании H2Global – механизма стимулирования вывода на мировой рынок зеленого водорода и производных продуктов (PtX-продуктов) в промышленных объёмах с помощью аукционов.
H2Global разработан междисциплинарной группой экспертов под руководством Немецкого общества международного сотрудничества (GIZ) при участии немецкой Ассоциации водорода и топливных элементов (DWV), а также представителей бизнеса.

H2Global также направлен на внедрение зеленых технологий «Сделано в Германии» в странах-партнерах, «поддержку энергетического перехода» в этих странах и «обеспечение огромного импортного спроса Германии на зеленый H2 и его производные».
Для реализации программы с участием 16 компаний-учредителей был создан Фонд H2Global Foundation. Эти 16 компаний: Siemens Energy, Thyssenkrupp, VNG, Deutsche Bank, Salzgitter, Uniper, Hamburger Hafen und Logistik, Neuman & Esser, Reederei F. Laeisz, Viridi RE, Enertrag, Nordex, Green Enesys, MAN Energy Solutions, Hydrogenious LOHC Technologies GmbH и Linde.
Фонд открыт для других предприятий, ожидается, что вскоре число участников вырастет до 70.
Ранее в текущем месяце три института Фраунгофера оценили будущую потребность ФРГ в водороде. По их расчётам, к середине столетия большая часть внутреннего потребления будет покрываться за счёт импорта.
В то же время существуют исследования, авторы которых скептически смотрят на экономику импорта водорода.
(RenEn)

Нефтегазовые компании, в том числе BP, Total и Shell, активно реструктуризируют свой бизнес, добавляя в свой портфель проекты по возобновляемым источникам энергии.

Ожидается, что глобальный спрос на электроэнергию будет расти со среднегодовым темпом 2,5% с 2020 по 2030 год. Значительная часть этого будет обеспечена за счет возобновляемых источников энергии. Такой прогноз делает возобновляемые источники энергии наиболее перспективным рынком для крупных игроков в энергетическом секторе, включая нефтегазовые компании, чей традиционный рынок находится под угрозой из-за перехода на низкоуглеродные источники.

В секторе возобновляемых источников энергии солнечная и ветровая энергия продемонстрируют самые высокие темпы роста в течение следующих десяти лет.

Ожидается, что производство солнечной энергии будет расти в среднем на 11,9% в период с 2020 по 2030 год. В то же время ожидается, что совокупный рост наземных и морских ветроэнергетических объектов будет составлять 9,4%.

Ключевым фактором перехода на возобновляемые источники энергии является снижение стоимости. В последние годы экономическая конкурентоспособность ВИЭ значительно повысилась благодаря государственной политике и стимулам, а также технологическому прогрессу. Это побудило такие крупные нефтегазовые компании, как BP, Equinor и Shell, инвестировать в ветроэнергетику. BP и Total лидируют с точки зрения будущих мощностей солнечной энергетики.

​Стоимость Юралс превысила докризисный уровень

Цена на Юралс в понедельник превысила $70/барр. как в Северо-Западной Европе (СЗЕ), так и в Средиземноморье впервые с мая 2019 г. Стоимость российского сорта в абсолютном выражении оказалась выше уровня до начала пандемии Covid-19, увеличившись вслед за мировыми котировками.

Юралс в СЗЕ подорожал в понедельник на $0,55/барр. относительно пятницы, до $70,65/барр. (cif Роттердам). Скидка на сорт к Североморскому датированному с 8 июня остается на уровне $1,65/барр. (cif Роттердам).
#ArgusЭкспортНефти #Нефть

Суд взыскал с Роснефти более 5 млрд руб. экспортной пошлины

Арбитражный суд Москвы отказал Роснефти в иске о признании незаконным решения Центральной энергетической таможни (ЦЭТ) и доначисления дополнительных таможенных пошлин и пеней в размере почти 5,8 млрд руб., следует из судебной картотеки. Спор возник из-за применения экспортером нормы администрирования НДД, которая на тот момент еще не вступила в силу.

В рамках контрактов с Китайской национальной нефтяной корпорацией (CNPC) от февраля 2009 и июня 2013 гг., а также с CEFC China Energy Company Limited от сентября 2017 года Роснефть в январе 2019 года на Московском энергетическом посту ЦЭТ задекларировала около 1,2 млн тонн нефти. Сырье было добыто на Юрубчено-Тохомском, Лодочном, Тагульском, Куюмбинском и Северо-Комсомольском участках недр "Севкомнефтегазом", "Востсибнефтегазом", ООО "Тагульское", "Самотлорнефтегазом" и "Славнефть-Красноярскнефтегазом". При оформлении компанией была заявлена льгота по уплате вывозной таможенной пошлины.

В ходе камеральной таможенной проверки ЦЭТ весной 2020 года было установлено, что льгота, заявленная при таможенном декларировании, применению не подлежит.

При помещении нефти под таможенную процедуру экспорта подлежала уплате вывозная таможенная пошлина в размере 5,3 млрд руб., указало ведомство.

Как следует из материалов дела, "Роснефть" исполнила уведомление ЦЭТ, уплатив в полном таможенные пошлины и пени в общем объеме 5,76 млрд руб., однако, не согласившись с решением таможни, обратилась в ФТС с жалобой, на которую получила отказ.

#уголь#Россия/Азия#

УГОЛЬНЫЙ ПЕРЕДЕЛ МИРА. АЗИЯ НАРАЩИВАЕТ ОБЪЕМЫ РОССИЙСКОГО УГЛЯ

🔹 Пандемия изменила угольную карту мира: российский уголь теперь закупает и Европа, и Китай. Россия поставляет уголь в Японию, Южную Корею, Индию, Вьетнам, Тайвань и Малайзию. О новых угольных реалиях рассказал Джейк Хорслен, редактор Coal Daily International, на конференции Argus «Уголь России 2021. СНГ и глобальные рынки».

🔹 Ранее основным экспортером угля в Китай была Австралия, но Пекин ввел запрет на поставки из этой страны. Заместить на рынке Китая недопоставленные австралийские объемы пытаются российские поставщики. По мере снижения запасов в Китае растет спрос на российский уголь, а вместе с ним растут и цены. Поэтому перспективы для России эксперт видит положительными.

🔹 РФ в 2020 г. поставляла значительный объем угля в Южную Корею (Прим.: по данным АЦ ТЭК Уголь, 26,7 млн т). Однако в 2021 г. ситуация может измениться, так как в марте правительство Кореи остановило работу 28 угольных ТЭС и объявило о переходе к углеродной нейтральности к 2050 г. Во второй половине года прогнозируется увеличение выработки электроэнергии за счет АЭС.

🔹Япония в 2020 г. импортировала максимальный объем угля из РФ за всю историю – 21 млн т – из-за снижения цен. Российский уголь в июне стоил на примерно 10% дешевле, чем топливо такого же качества из Австралии, и это позволило ему конкурировать с австралийскими экспортерами. Однако Япония объявила о планах по восстановлению атомной энергетики уже этим летом.

🔹Россия экспортирует значительные объемы угля в Европу. При этом Великобритания планирует закрыть последнюю ТЭС на угле уже в 2024 г., Нидерланды – к концу 2029 г., власти Германии заявляют о отказе угля в 2038 г. Но, по мнению эксперта, в краткосрочной перспективе потребление угля Европа сохранит. В той же Германии до сих пор остается высоким спрос, чему способствуют низкие запасы угля.

Источник: РЖД-Партнёр, АЦ ТЭК

#газ#Россия#

Интересовавшие "НОВАТЭК" месторождения на Ямале оценены в 12 млрд рублей

Роснедра по поручению президента готовят аукционы на два газовых месторождения федерального значения на полуострове Ямал - Нейтинское и Арктическое, которые ранее просил "НОВАТЭК", сообщили "Интерфаксу" в Минприроды.

Начальная цена за пользование недрами Арктического участка составляет 9,78 млрд рублей, Нейтинского - 2,03 млрд рублей, добавил представитель ведомства.
Весной 2021 года стало известно, что глава "НОВАТЭКа" Леонид Михельсон попросил Владимира Путина предоставить компании эти месторождения. Он предлагал выставить их на аукцион со спецусловиями - для компаний, которые имеют действующие СПГ-мощности в ЯНАО и с обязательством направить указанные запасы на производство СПГ. Этиусловия позволяют участвовать в торгах только "НОВАТЭКу". (lngchannel)

#экология#Россия#

Российский оператор оптового рынка электроэнергии и мощности «Совет рынка» планирует до конца года создать систему выпуска зелёных сертификатов для подтверждения безуглеродной выработки электроэнергии.

Система должна заработать в 1 квартале 2022 года. Выдавать зелёные сертификаты и вести их реестр будет «Оператор энергосертификации». На должность гендиректора предложен зампред правления «Совета рынка» Олег Баркин. Вопрос вынесен на годовое собрание членов ассоциации 25 июня.

Минэнерго оценивает спрос в 200 млн МВт/ч в год — это почти половина всей выработки ВИЭ, АЭС и ГЭС. На запуск системы в 2021 году планируется потратить 66 млн руб. Оборот сертификатов до 2029 года — около 1,1 млрд руб. До 2025 года структура будет убыточной, срок окупаемости — 9–13 лет.

Структура будет выдавать зелёные сертификаты генерирующим объектам (ВИЭ, ГЭС и АЭС) на каждый мегаватт-час. Основными покупателями, как ожидается, станут экспортёры с целью минимизации потерь при введении «углеродного следа продукции» при введении трансграничного налога в ЕС.

Создание системы зелёных сертификатов – мера поддержки для металлургов, химиков, нефтяников, газовиков, угольщиков. Это удовлетворит потребности российских производителей, которые хотят выйти на мировые рынки ОЭСР или укрепить на европейских рынках свои позиции. Приобретение таких сертификатов позволит применить, как ожидается, взаимозачет и не платить лишних штрафов в Евросоюзе, в частности.

#атом#Ирак#

Ирак объявил о собственной программе по строительству АЭС на 11 ГВт до 2030 года. Багдад ведет переговоры с Россией, США, Францией и Китаем и надеется подписать контракт на $40 млрд до конца года. Россия — предпочтительный партнер, а желательная схема финансирования предполагает межгосударственный кредит на 20 лет, заявляют регуляторы Ирака. В «Росатоме» пока лишь осторожно говорят о «диалоге с иракскими партнерами». Найти подрядчика будет непросто, предупреждают аналитики, учитывая нестабильную политическую ситуацию в Ираке, проблемы с безопасностью и сложности с возвратом инвестиций.

Ирак официально объявил об амбициозных планах строительства атомной генерации: до 2030 года страна хочет построить восемь блоков общей мощностью 11 ГВт для покрытия энергодефицита, снижения выбросов СО2 и решения проблем с нехваткой воды с помощью опреснения. При этом глава иракского управления по регулированию радиоактивных источников Камаль Латыф 15 июня заявил «РИА Новости», что основным подрядчиком может выступить «Росатом».

«"Росатом" является компанией, которая займется реализацией проекта, а не какая-либо другая»,— сказал он (цитата по «РИА Новости»). Господин Латыф также уточнил, что «совсем не обязательно, что все реакторы будут построены в эти временные рамки». При этом число энергоблоков может и увеличиться. В интервью агентству AFP Камаль Латыф уточнил, что республика ведет переговоры также с США, Францией, Южной Кореей и Китаем. Подписать контракт надеются до конца года.

По данным Bloomberg, стоимость строительства АЭС составит $40 млрд (по $5 млрд за блок). Южнокорейская Kepco не подтверждала какие-либо переговоры с Ираком.
В «Росатоме» осторожно прокомментировали заявление главы регулятора Ирака.
«В рамках диалога с иракскими партнерами по атомной тематике обсуждается вся повестка возможного сотрудничества — и энергетические, и неэнергетические применения ядерных технологий в мирных целях. Параллельно ведется работа над формированием нормативно-правовой базы такого взаимодействия»,— заявили в госкорпорации.
Вопрос энергодефицита остро стоит в Ираке не первый год: в стране постоянно растет спрос и происходят перебои с электроснабжением. Производство составляет около 17 ГВт, а пиковое потребление летом может достигать 27 ГВт. Часть электроэнергии Ирак импортирует из Ирана.
Одна из главных сложностей для Ирака, чей бюджет почти исключительно зависит от поступлений от экспорта нефти,— финансирование строительства АЭС. Самый приемлемый вариант — межгосударственный кредит с погашением в течение 20 лет после запуска АЭС. По схожей схеме Россия финансирует строительство четырехблочной АЭС «Эд-Дабаа» в Египте на реакторах ВВЭР-1200 (блоки по 1,2 ГВт). Общая стоимость — $30 млрд, из этой суммы $25 млрд составляет российский кредит.

В связи со сложной политической обстановкой внутри Ирака, проблемами с безопасностью и низкой платежеспособностью страны предлагаемый контракт может оказаться не слишком привлекательным для западных подрядчиков. У Ирака множество внутренних и внешних политических проблем, говорит директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. «Встанет вопрос возврата инвестиций: в Ираке нет внутренних платежеспособных потребителей, потенциал экспорта электроэнергии также отсутствует в силу геополитических сложностей. В стране фактически нет единой власти, а за 20 лет политическая ситуация может измениться еще несколько раз»,— подчеркивает эксперт. Другая проблема — обеспечение безопасности строящихся и запущенных объектов в ситуации перманентного гражданского конфликта на этой территории, замечает Константин Симонов.
(Коммерсантъ)

#водород#Нидерланды#

Биржа водорода появится в Нидерландах

Нидерланды, где расположен один из главных хабов по торговле природным газом в мире TTF, вынашивают концепцию создания биржи водорода - проект уже получил название HyXchange.
Национальная газовая компания Gasunie сообщила о некоторых выводах из исследования, которое подготовил в том числе по ее заказу Берт ден Ауден - бывший директор Энергетической биржи Нидерландов. Согласно выводам эксперта, для практической организации водородной биржи необходима сертификация, создание спотового рынка (в самом начале имитационного), индекса цен, механизмов для балансировки физических объемов и хранения водорода.

Gasunie вместе с другими авторами инициативы (администрации портов страны и участники рынка) верят, что биржа H2 вслед за электричеством и газом может послужить катализатором развития рынка климатически нейтрального водорода. Авторы концепции видят транспортировку водорода различных способов получения (и «зеленого», и другого низкоуглеродного Н2) в одной сети, как в случае с электроэнергией или газом. Но его добавленная стоимость для потребителей сохранится благодаря сертификации.
В индексе цен на водород предполагается учесть метод его производства и степень достигнутого сокращения выбросов CO2. (lngchannel)