Немного про Катар. Вчера стало известно, что страна собирается строить газовозов на 19.1 млрд долларов (что при цене газовоза около 200 млн трансформируется примерно в 100 танкеров). Можно было надеяться (думал тоже так), что Катар всё же откажется хотя бы от агрессивной манеры расширения, но нет. Серьёзно взялись за планы по расширению (а это +49 млн тонн к 2027 году в 2 захода), по сравнению с 77 млн тонн, что у них сейчас. Любопытно, что 1го июня вышла презентация для инвесторов "Новатэка", где в прогнозе новых катарских объёмов до 2030 года нет вообще. Понятно почему: формального инвестрешения (FID) у Катара пока нет. Но на 2020-2030 год по текущим стройкам запланированы 110 млн тонн, поэтому катарские объёмы (если будут построены) кардинально меняют картину (+45% к уже строящемуся новому предложению).

Второй момент - число танкеров. 100 штук выглядит несколько избыточным для новых 49 млн тонн. Тут конечно, нужен точный расчёт, так как всё зависит от длины конкретных маршрутов. Но совсем грубо: нужен 1,3 танкера на млн тонн мощности (14 дней в одну сторону, плюс загрузка-выгрузка, плюс тех.обслуживание с запасом, 100 млн кубов в пересчёте на газообразное топливо в танкере). А может даже поменьше, всё-таки у Катара часто небольшие транспортные плечи, в тот же Пакистан. Это может означать, что либо Катар хочет занять большую долю на рынке танкеров. Либо свой собственный флот газовозов сделать полностью в собственном владении. Сейчас, как часто бывает в этой сфере, там есть танкеры находящиеся и в совместном владении с другими участниками рынка, и в полном владении Катара. Газовозы Катара находятся под управлением компании катарской же Nakilat. И здесь тоже интересный момент. Долгое время операционное управление осуществляла Shell, сейчас же в несколько этапов оно также передаётся самой Nakilat.

Написал ещё один текст про водород. Хотя сохраняю скепсис во всей это истории, но против тренда не попрёшь, поэтому приходится следить. Тем более, что и РФ в той или иной степени планирует поучаствовать.
Пока проекты водорода в "зелёном прочтении" (через электролиз воды) - это уровень погрешности в энергопотреблении, но расхолаживать всё это не должно, т.к. ЕС за водород взялся серьёзно. Текущая динамика по запуску электролизёров - около 120 МВт в 2020 году по миру (много, кстати, в Китае), это в разы больше, чем предыдущие годы, но всё равно смешные цифры. Но при этом Германия обсуждает, сколько электролизёров им ставить в период до 2030 года - спор идёт от 3 до 10 гигаватт.

Причины понятны: новые ВИЭ запускаются, а спрос на э/э особо и не растёт (если говорить про ЕС), да и в среднем по миру новые вводы ВИЭ перекрывают прирост спроса на э/э. Бесконечное накопление недиспетчеризируемой генерации без накопителей смысла очевидно не имеет. Аккумуляторы будут расти, но очевидно, что такие масштабы они не вытянут. Конечно, казалось, бы оставьте в качестве "back up" газовые станции и успокойтесь. Но нет: декарбонизация и всё такое, да и вообще лёгких путей не ищем.

Вопросов в водородной теме здесь пока больше, чем ответов. За чем же интересно следить? тем более раз и Газпром в будущем планирует поставлять свой водород, получаемый пиролизом (разложением) метана, т.н. "голубой водород".
Одна из идей водородной программы ЕС - подмешивание водорода в традиционные газопроводные сети. Таким образом должно решаться несколько задач. Во-первых, экономия на инфраструктуре. Во-вторых, таким образом достигается интеграция с традиционной генерацией.

Основной вопрос - не будет ли в таком случае утечек водорода, особенно при увеличении его доли в смеси в будущем. С одной стороны, "в правительстве не дураки сидят" (с), и этот вопрос должен быть проверен в первую очередь. С другой - скепсис остаётся, всё же молекула очень маленькая. Тем более, речь не идёт о каких-то специальных новых материалах для газопроводов, более того для водородных сетей планируется использовать даже старые(!) газопроводы. А ведь в будущем газо-водородные смеси планируется пустить по EUGAL и OPAL (продолжение СП-2 и СП). Связанный с этим вопрос - где "Газпром" должен строить свой пиролиз. По идее, максимально близко к потребителю, т.е. в Германии. Но тут должны быть оценены все аспекты.

Существует и вопрос, сдюжит ли вся прочая газовая инфраструктура (ссылка есть в тексте), при росте доли водорода. Те же газовые ТЭС рассчитаны на газ, и без последствий допускается только небольшая доля H2.
И, конечно, главный вопрос - цены. Мы видим, что и цены на газ в среднесроке на пределе покрывают себестоимость. А если мы на это навесим ещё и пиролиз? Какой будет цена?

Понятно, что безуглеродный водород будет дороже газа, ведь иначе невозможно сделать окупаемой всю концепцию зеленого водорода из ВИЭ.
Но будут ли ценовые ориентиры и стимулы одинаковыми для "зеленого" и "голубого водородов на протяжении всех последующих десятилетий.
Тем более что уже сейчас не скрывается (ссылка в тексте), что "голубой" водород, мог бы помочь создать среднесрочный спрос на водород - но до тех пор, пока "зеленый" водород не станет более конкурентоспособным. Задача ЕС понятна: создать водородную индустрию для накопления лишней энергии ВИЭ, поэтому водород другого происхождения в будущем уже совсем не так интересен.
За последние годы мы уже много раз наблюдали, как ЕС легким движением руки менял правила игры в газовой сфере. Участие в водородной энергетике может оказаться интересной идеей продлить газовую эпоху еще на десятилетия, то есть до конца века, но участие любой ценой - ни к чему. Проект должен быть окупаемый и с очевидными гарантиями спроса в контексте возможной нерыночной конкуренции с "зеленым" водородом. В противном случае проще оставить все как есть - газ также еще долго будет актуален. Чуть подробнее плюс ссылки - в тексте.https://ria.ru/20200604/1572420495.html

Goldman Sachs предрекает откат цен на нефть Brent с нынешних 40+ до 35. На этом фоне вспомнилась картинка из недавнего обзора МЭА World Energy Investment. Этот инвестбанк оказался одним из немногих, кто нарастил своё участие в глобальном энергетическом секторе по итогам 2018-2019 годов (Morgan Stanley и JP Morgan резко сократили). Противоречия тут нет: всё-таки по нефти речь идёт о коррекции, краткосрочном прогнозе. Но вот в контексте долгосрочных оценок, интересно будет сопоставить ожидания инвестбанков с изменением долей их активов в энергетическом секторе. Мы правда не знаем, что произошло в 1к2020, но маловероятно, чтобы по бросовым ценам энергетика оказалась распродана.

Написал простенький текст про перспективы "газовой ОПЕК". Спойлер: перспективы не особо.

Интерес к такому формату понятен: цены на газ ниже плинтуса, Катар расширяется, при этом - есть успехи нефтяной ОПЕК+. И тем не менее, с газом всё сложнее.
Во-первых, Катар анонсом своего расширения уже застолбил новые объёмы по сути, тогда о чём договариваться по долгосроку, стартовые позиции у него уже хороши? Россия также явно не собирается отказываться от своих планов. То есть по долгосроку договариваться будет сложно. Возможны ли краткосрочные договорённости во время ценовых провалов?
Скорее нет, как мы видим сейчас, когда многие заводы СПГ с дешёвым сырьём работают на максимуме, а заводы с дорогим сырьём (США) работают в убыток. Все хотят хоть чуток окупить кап.затраты. Причины понятны: если совсем упрощать, в нефтянке больше природной ренты, а в СПГ и газе - кап.затрат, поэтому ограничивать производство сложнее.

Наконец, у нефти пока нет нормальных заменителей. У газа есть конкуренция уголь-газ, ВИЭ-газ, соответственно (1) небольшое ограничение предложение не приведёт к такому росту цены, как в нефти и (2) в целом чтобы отвоевывать долю рынка у угля и ВИЭ, газу нужно быть дешёвым.

И, конечно, можно вспомнить и уроки нефтяной ОПЕК+. Когда производители за её пределами (грубо говоря, сланцы и глубоководная) занимали долю рынка, пользуясь высокими ценами. При этом, если сланцедобыча уменьшится при падении цен, то в глубоководной основные затраты уже понесены, она слабочувствительна к падению. Если применить эту логику к газу/СПГ, то здесь же абсолютно всё будет идти по второму варианту, за счёт высокой доли завода в цене сжижения.
То есть удержание цены на высоких уровнях приведёт к росту предложения, которое потом невозможно убрать снижением цены. Неслучайно считается, когда котировки на газ были выше, "Газпром" старался ограничивать уровень цен в Европе полой себестоимостью СПГ в США, чтобы не стимулировать в США новые стройки (правда не очень помогло).

О каких цифрах идёт речь. 200 долларов за тыс. кубов представляется как сценарий достаточно оптимистичный. Всё что выше уже будет стимулировать и новые заводы в США, да и со стороны спроса будут ограничения. Конечно, чудеса и ценовые всплески возможны, но при принятии тех или иных решений ориентироваться на чудо было бы неправильно. $6/млн БТЕ в Европе (а то и в Азии) - на них нужно ориентироваться на долгосрок. Чуть подробнее:
https://ria.ru/20200611/1572769013.html

Ещё один несложный текст, в продолжении истории про нефтегазохимию. Сложилось впечатление, что ГПЗ (газоперерабатывающий завод) и ГХК (собственно газохимический комплекс) иногда складываются в единое целое, поэтому написал такой текст-объяснялку. А вопросы поинтересней - в этой подводке чуть ниже.

Итак, у нас сейчас на востоке (Амурская область) и на западе (Ленинградская область) готовится по проекту, в каждом ГПЗ+ГХК. Сначала "жирный" газ (то есть с высоким содержанием этана и более тяжёлых у/в) по трубе идёт с месторождения до приграничных территорий. Там сначала попадает на ГПЗ, где выделяются тяжёлые фракции (этан, пропан и др., т.н. фракции С2+). На Амурском ГПЗ также будет выделяться гелий. А метан уходит обратно в трубу: на востоке на экспорт в КНР (это же "Сила Сибири"). На западе - часть на "Балтийский СПГ" + часть в трубу (вероятно на экспорт по "потокам").
С2+ уходят на ГХК, где из них получают полиэтилен и другие полимеры и продукты газохимии. В первом приближении всё просто. За чуть более разжёванными подробностями приглашу в текст. А на что хотелось бы обратить внимание здесь:
1)Хотя ГПЗ и ГХК технологически связаны, это всё-таки не одно целое. И более того, у них разные собственники.
На востоке - ГПЗ=Газпром 100%, ГХК=СП "Сибур" + Sinopec, 60/40.
На западе: (ГПЗ+Балтийский СПГ) как единое целое = "Газпром"+"Русгаздобыча" 50/50, ГХК="Русгаздобыча" 100%.
Это важно и потому, что стоимость этана (и других углеводородов, но этан нельзя толком куда-то увести, поэтому договариваться по нему сложней всего), по которой сырьё будет передаваться от ГПЗ к ГХК, способно смещать экономику проектов от ГПЗ к ГХК или наоборот.

2) Из всех четырёх заводов сейчас построен больше чем на 50% только Амурский ГПЗ. Оба ГХК пока ждут т.н. обратного акциза на этан для принятия инвестрешений. Но при этом, по проектам в Усть-Луге уже заключены EPC-контракты. По ГПЗ - на днях с НИПИГАЗ, по ГХК - ещё осенью с китайским генподрядчиком. Финансирование оставшихся трёх производств - также предмет обсуждений. Особенно касается западных проектов, уже обсуждалось даже возможное участие граждан в фондах коллективных инвестиций.

3) Самое интересное - это конечно закон об обратном акцизе, фактически субсидии для ГХ-производств, которая должна вернуться в виде налоговых отчислений. Закон может быть принято уже в этом году. По этану это 9000 рублей за тонну, т.е. около 130 долларов за тонну! Для сравнения, грубо цены на полиэтилен - это от 1000 до 2000 (в лучшие годы) долларов за тонну. Но это цена реализации, прибыль разумеется намного меньше. Понятно, что помимо налога на прибыль есть и куча прочих, от налога на имущество, до НДФЛ. Но если посмотреть на "коленке", то возврат этой субсидии получается на пределе. Тем более, что доля отечественного оборудования в производствах не сказать, чтобы большая, если говорить о каких-то мультипликативных эффектах. Тем не менее, смотрю на эту всю эту историю с оптимизмом. Кое-какая дополнительная фактология - в тексте.
https://ria.ru/20200618/1573083428.html

Александр Собко, эксперт по газу:

Ключевой вопрос, сумеет ли Польша отобрать у прочих покупателей норвежского газа 10 млрд куб. м, т.к. добыча в Норвегии снижается. По данным Нефтяного директората страны, показатель в 2019 году составил 115,2 млрд куб. м, в то время как в 2018 он достигал 122,2 млрд куб. м, а в 2017 - 124,7.

Кроме того, в контексте Baltic Pipe России в целом все равно на изменение потоков. Больше будет брать Польша норвежского газа и меньше российского, значит норвежского меньше достанется остальным европейским импортерам. Им придется больше покупать у «Газпрома». Конечно, есть еще фактор СПГ, но это уже проблема второго порядка.

https://yangx.top/energypolit/297

Написал небольшой обзор по текучке. Оттолкнулся от недавно вышедшего статобзора энергетики от BP, о нём чуть позже. Интересно напомнить, что помимо статобзора за прошлый год, который выходит в начале лета, в начале весны BP также даёт и свой энергетический прогноз. Но в этом году, из-за ковида, выпуск прогноза был перенесён на осень, в нём будут коррективы. Одновременно, на днях BP объявила о списаниях до $17.5 млрд из-за переоценки будущих долгосрочных цен на нефть (до $55 за баррель) и некоторых других тенденциях, связанных с энергопереходом. На этом фоне, новый прогноз нас всех может удивить.
Неопределённость в мировой энергетике действительно крайне высока. С одной стороны, падение спроса, декарбонизация и энергопереход. С другой - известные сложности ВИЭ и опасения недоинвестирования в традиционную энергетику. Пройдёмся по пунктам.

Нефть и жидкие топлива. Здесь за прошлый год - рост примерно на 1% (в зависимости от метода оценки). Это стандартный годовой прирост за последние (и как недавно ожидалось в ближайшие годы). То есть около 1 млн б/д при потреблении около 100 млн. Но ковид перечеркнул эти прогнозы. Даже если всё восстановится с точки зрения экономики, но останется несколько процентов работников, которые по тем или иным причинам останутся на удалёнке, плюс проблемы авиа, это перечеркнёт весь прогнозный рост на ближайшие годы. А на перспективе 10 лет уже маячит и рост электромобилей. Отсюда и (спорные) мнения, что мы уже никогда не увидим спрос на жидкие топлива на уровне 2019 года.
Казалось бы, проблема для цен очевидна. Но на обратной стороне - падение предложения из-за недоинвестирования. Американская добыча сложилась уже до 10.5 млн б/д по сравнению с 13 млн на максимуме, т.е. уже на 20% (кстати, сильнее чем сократили участники сделки ОПЕК+!).
В традиционной добыче инерция больше, но и там среднее снижение около 8% в год, если вообще не инвестировать и не запускать новое. В таком случае за год по всем месторождениям мы потеряем 8-10 млн баррелей в день. Это очень много, поэтому неудивительно, что даже на фоне кризиса компании сократили кап.затраты всего на 30%.

Перейдём к газу. По итогам прошлого года спрос вырос на 2%, но основной интерес к динамике в СПГ, хотя сектор и занимает всего 12.5% от мирового потребления газа. В СПГ за прошлый год - рост 13%, но понятно, что такие темпы неустойчивы. Не будем гадать, что произойдёт со спроса в текущем году. Но если смотреть дальше, то 4% среднего роста спроса в год - это скорее оптимистичный прогноз (что, кстати, даёт удвоение сектора за 20 лет).
Но конкуренция нарастает. На фоне объявления Катаром о скором расширении производств, американские проекты не сдались, а отложились на следующий год, их достаточно много. Конечно, можно откладываться до бесконечности, эта формулировка ни к чему не обязывает, тем не менее Tellurian (проект Driftwood) уже заявляет, что готов принять ОИР когда цены восстановятся всего до 5 долларов за млн БТЕ! Компания, конечно, склонна, выступать с агрессивными цифрами без каких-либо решений :), но это плотная конкуренция с российским и сетевым газом, и СПГ.

Уголь просел в прошлом году всего на 0.6%. При этом, падение за счёт США (ещё бы, такой дешёвый газ) и Европе, а вот Китай (половина мирового спроса) нарастил потребление на 2.3%! Пик угля в КНР опять откладывается.
ВИЭ выросли на 12% (в АТР - на 16,5%). Рост конечно продолжится, но известные проблемы с переменчивостью и хранением энергии создают здесь всё больше проблем по мере увеличения доли сектора.
Если же говорить о российском ТЭК, то компаниям придется искать баланс между Сциллой и Харибдой. С одной стороны, новые инвестиции просто необходимы, иначе вскоре мы увидим обвал предложения — а списывать традиционную энергетику пока рано. С другой стороны, необходимо учитывать, что сроки окупаемости большинства проектов исчисляются как минимум десятилетием (а часто двумя), а на таких горизонтах уже нужно принимать в расчет риски, связанные с долгосрочным спросом на ископаемые энергоносители.
https://ria.ru/20200625/1573430021.html

Мы часто слышим, среди прочих преимуществ ВИЭ, что после того, как кап.затраты на "ветряк" (или солнечную панель) окупятся, будем получать фактически бесплатную энергию. А как оно на практике? С полгода назад уже обсуждали, что операционные затраты (OPEX) на обслуживание ветряков не такие уж и маленькие. В недавней работе уважаемого Оксфордского института энергетических исследований, где анализируются испанские проекты ветряков, приводятся похожие цифры OPEXов - в среднем 18 евро за МВт-ч (разброс от 10 до 42). В рублях - это без малого 1,5 рубля за кВт-ч, что даже больше, чем российские цены на электроэнергию на РСВ (которые, грубо говоря, примерно соответствуют топливным расходам ТЭС).

Эта информация неплохо сочетается с ещё одной недавней новостью. В Германии в этом году заканчивается 20-летняя программа гарантированного выкупа зелёной электроэнергии для старых ветряков (общей мощностью в 3.7 ГВт). Казалось бы, вот она бесплатная энергия, которая остаётся один на один с рынком. Тем не менее, обсуждается, что эти старые ветряки могут быть закрыты. Причины можно предположить: цены на электроэнергию сейчас низки, а OPEXы у старых ветряков очевидно заметно выше, чем указанные для относительно новых испанских проектов 18 евро за МВт-ч.
https://www.thegwpf.com/as-subsidies-run-out-5000-german-wind-farms-face-shutdown/

Ещё немного про неопределённости на энергетическом рынке, финансовые аспекты. Конкуренция на рынках энергетических рынках обостряется, но ответить, кто же окажется успешней не так просто. Казалось бы, отвоевать большую долю сможет тот, кто предложит минимальную цену за свой товар, что определяется себестоимостью (опустим пока нерыночные методы поддержки зелёной энергетики).
Но себестоимость сильно зависит от цены денег. Пример: недавнее исследование про ветряки в Испании. Полная себестоимость себестоимость МВт-ч вырабатываемой электроэнергии изменялась без малого в три раза, в диапазоне от €46 до 127, при изменении стоимости финансирования от нуля ("бесплатные деньги" с точки зрения выплаты процентов по кредиту или дохода на вложенный капитал) до 15%. И снижение ключевых ставок будет транслироваться и в ставки по кредитам.

Но это только половина истории. Инвестированный капитал состоит из суммы собственных и заемных средств. При этом доходность на собственные средства должна быть выше, чем на кредитные (больше риски для собственных средств, так как кредит возвращается в первую очередь). Отсюда появляется еще одна корреляция: чем больше доля заемных средств, тем дешевле (расчетная) себестоимость добычи энергоносителя или производства электроэнергии.
В той же работе по ветроэнергетике приводится ещё один пример: при доле заемных средств в 85% процентов себестоимость получается в районе €40-60 (за МВт-ч) и, напротив, приближается к €160 в случае, если доля займов всего 10-15%.
И здесь становится понятно, почему у проектов ВИЭ может быть высокая доля заемных средств и небольшие кредитные ставки. Их риски рассматриваются как минимальные - и из-за выкупа электроэнергии по фиксированным тарифам. И из-за того, что, в перспективе на десятилетия у них, как считается, нет рисков падения спроса в контексте декарбонизации энергетики.

Все то же самое относится к нефтегазу, только со знаком минус. Компании готовы принимать инвестрешения только при высокой ожидаемой доходности новых нефтегазовых проектов. Это отражает регуляторные риски, и позволяет хотя бы выйти в ноль, если цены окажутся ниже ожидаемых. В результате необходимая для принятия инвестрешения норма доходности для новой морской нефтяной добычи уже превышает 20% процентов, для СПГ -свыше 10%. Для сравнения: для "ветра" и "солнца" — уже менее 5%. А чем больше норма доходности, тем больше и себестоимость при прочих равных условиях.
К чему приводят подобные обстоятельства? В исследовании Carbonomics инвестбанка Goldman Sachs среди прочих делаются следующие выводы.
Во-первых, ожидается резкое смещение инвестиций нефтегазовых ТНК в сферу новой энергетики. Несмотря на заявления о приверженности зеленой энергетике, по факту нефтегазовые компании тратят всего около 3% от своих капвложений на ВИЭ. Но уже в ближайшие годы, в 2020-2021 годах, если верить оценкам Goldman Sachs, эта доля резко возрастет до 10-15%.

Во-вторых и в-главных. На фоне указанных обстоятельств прогноз предполагает, что в 2020-е годы мы еще увидим на рынке дефицит нефти и СПГ. Казалось бы, парадокс? Но нужно помнить, что период дефицита может и не продлиться двадцать лет, а возврат инвестиций в крупные проекты занимает именно такое время.
Со своей стороны отметим, что сильный дефицит в области СПГ остается под вопросом (слишком много желающих поучаствовать: это и Катар со сверхдешевым газом, и США, где по-прежнему могут приниматься не до конца рыночные решения). А вот в области нефти дефицит на фоне текущих низких цен и недоинвестирования вполне реален.
Простых ответов - какой энергоноситель дешевле - нет. Все зависит от необходимой доходности вложений, а она может меняться от проекта к проекту даже в рамках одного вида энергоносителя. И в разы отличаться при сравнении нефтегаза и новой энергетики. В самом упрощенном варианте это противопоставление, когда новый проект ВИЭ может получить дешевый кредит, в то время как новый угольный проект его не сможет получить ни под какие проценты. Чуть подробней+ссылки:
https://ria.ru/20200704/1573849689.html

Интересная картинка по загрузке заводов СПГ в июне. Общая тенденция понятна: там где высокие операционные затраты, загрузка минимальная, там где они - низкие - максимальная. "Ямал СПГ" работает на полную мощность (своё месторождение, а продажи конденсата компенсируют OPEXы). Напротив, "Высоцк" ("Новатэк" также в участниках) загружен меньше, чем на 50%, - газ берётся из общей трубы, и прибыльность при нынешних ценах вообще под вопросом.
Посмотрим на США. Есть заводы с загрузкой в 22-33%, в основном это заводы Cheniere Energy, которые отгружают СПГ по ценам с привязкой к Henry Hub. Для покупателей это уже не выгодно даже на уровне операционных затрат (но они в любом случае страдают от "сжижай-или-плати"). Напротив, Cameron LNG (77%) работает по толлинговым схемам, покупатель оплачивает мощность, а с газом для сжижения разбирается самостоятельно. На удивление высокая загрузка у Dominion Cove Point, небольшое производство (5,25 млн т в год), и именно тот завод СПГ, 50% в котором на днях купил Баффет.

Написал ещё один текст про нефтегазохимию, немного мозаичный, кое-что по текущим новостям, кое-что по "матчасти". В Economist в конце июня вышла колонка по нефтегазохимии (далее - НГХ), тезисы те же, что мы уже обсуждали ранее: нефтехимия остаётся наиболее перспективной областью в нефтегазе, поэтому все компании рвутся туда, как результат - перепроизводство. Пять ближайших лет по прогнозам новые мощности по этилену будут превышать новый спрос на 60%. В этом году вводится 13 млн т, ну а со спросом всё понятно. Все крупнейшие ТНК будут инвестировать в НГХ в сумме $40 млрд в год. За исключением BP, которая продала свою нефтехимию INEOS за $5 млрд.
Стоит отметить, что полимерными заводами (Амурский, Балтийский, ИНК) российские планы не ограничиваются, но в остальных секторах всё тоже непросто. В целом на НГХ идёт 14% от мировой добычи нефти и 8% от газа, а суммарно сектор на выходе - около 1 млрд тонн продуктов в год. И тут не только полимеры.

Чуть менее 200 млн т - аммиак, где исходник - природный газ (хотя на выходе нет углерода, газ по сути является скорее источником энергии). Ещё один крупный сегмент - метанол (100 млн тонн в год, на Россию приходится 4.5 млн тонн, из них около половины на экспорт). Плюс широкий спектр тех или иных соединений орг.химии (свыше 100 млн т). И конечно, полимеры, только этилена и пропилена - (исходники для ПЭ, ПП, и других полимеров) - производится свыше 250 млн т в год. Внутри полимеров расклад такой - ПЭ и ПП около половины (ПЭ больше, чем ПП), а также ПВХ (профили), ПЭТФ (бутылки), полистирол и другие. А также - каучуки, которые идут на шины и покрышки.

Ещё один важный момент - часть "строительных кирпичей" для более сложных (чем ПЭ и ПП полимеров), это ароматика, пиролизом этана их получать совсем неудобно, поэтому они приходят в т.ч. с НПЗ. Кстати, проданная нефтехимия BP - это производство уксусной кислоты и терефталевой кислоты (тот самый кирпичек для ПЭТФ, бутылочного полимера), классических ПЭ и ПП там толком и не было.

Теперь, если вернутся к проблемам сектора. Понятно, что проблемы со спросом на фоне ковида неоднородны при такой номенклатуре. Продажи авто сильно упали, поэтому самые большие сложности у каучуков (обсуждается даже выкуп продукции в госрезерв с наших заводов), а некоторые артикулы полимеров, связанные в одноразовой посудой и прочее, получили и поддержку в тем не менее в целом просевшем спросе. Но от надвигающегося избытка мощностей никуда не денешься, возможное решение - более сложные полимеры, более востребованные артикулы.

И, конечно, проблема низких цен на сырьё. Строго говоря, это не обязательно ведёт к падению прибыли, так как снижается и себестоимость. Но для российских проектов - это проблема, т.к. дешёвое сырьё всегда было конкурентным преимуществом. Это сейчас особенно видно про проблемам аммиака и азотных удобрений - где главное цены на газ, а они в РФ регулируемые и уже сравнялись с мировыми. (Кстати, не успел поставить ссылку в колонку, у Vygon вышла интересная работа по аммиаку на прошлой неделе). Те же проблемы и с метанолом, в РФ большие планы по увеличению мощностей, но с провалом спроса и такими ценами на газ пока всё откладывается.

Полимерным проектам в конечном счёте должны оказать поддержку восстановление цен на нефть, а также на этан. В США на фоне падения добычи газа ожидается рост цен на этан в будущем году. Компаниям, которые сделали ставку на дешёвый этан в США (LyondellBasell и другие) предрекают некоторое ухудшение фин.результатов, ну а российским проектам (где цена этана нам неизвестна правда) от этого должно быть только лучше. Подробнее и со ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200712/1574216042.html

Ещё немного наблюдений и рассуждений о водородно-климатической повестке. Итак, ЕС опубликовал водородную стратегию. Принципиально ничего нового: до 2024 года 6 ГВт электролизёров (для получения H2 из H20 с помощью энергии ВИЭ), далее - до 2030 года уже в планах серьёзные объёмы - 40 ГВт в ЕС и 40 ГВт на сопредельных территориях. Любопытно, что из них 10 ГВт предполагается поставить на Украине. Какую интересно там хотят видеть экономику для H2, когда цены ВИЭ на Украине в 2-3 раза выше, чем в Европе. А сейчас идёт процесс пересмотра задним числом гарантированных тарифов выкупа зелёной энергии. Инвестклимату это на пользу никак не идёт, но энергорынок не справляется с такими ценами даже с дешёвыми АЭС. Водородная повестка ЕС для Украины выглядит очередным способом интеграционных обещаний с околонулевыми перспективами.

В любом случае, даже при более дешёвой энергии ВИЭ "зелёный водород" дорог, вопрос - насколько. Дело в том, что, как правило, цена водорода выражается в $/кг, что затрудняет сравнение с традиционными для энергоносителей оценками в $/млн БТЕ. Но коэффициент перевода простой - 7.4. Что это означает?
Например, что $1/кг водорода - сверхоптимистичный прогноз цены зелёного H2 к 2050 году - означает $7,4/млн БТЕ. А это верхняя граница цен на газ на всю долгосрочную перспективу (сейчас газ - по 2 доллара за млн БТЕ). А $2 за кг водорода - также пока недостижимая себестоимость - это 14.8 доллларов за млн БТЕ. Столько стоил газ в самые тучные годы, и таких цен уже не будет никогда.
Ну а текущие оценки себестоимости зелёного водорода - $2.5-5 за кг (2.5 - также очень оптимистичны и спорны) делают зелёный водород в несколько раз дороже газа, даже когда он подорожает.
То есть любые приемлемые цены на водород - это прогнозные значения себестоимости. Иронизировать здесь не хочется - так как 10 лет назад смеялись над ВЭС и СЭС, а сейчас всё кратно подешевело. Но в себестоимости H2 три компоненты: цена электроэнергии, цена электролизёра и уровень загрузки электролизёра. Стоимость электролизёров очевидно снизится - ведь в нынешнем виде сектор только в начале пути. А вот ценам на электроэнергию ВИЭ падать скорее уже некуда. И, главное - за счёт двойной конвертации (энергия ВИЭ-H2-генерация энергии из H2) мы всегда теряем половину исходной электроэнергии. Поэтому водород всегда будет дороже и цен на ВИЭ и газа. Как это компенсировать? В том числе, повышением налогов на выбросы углекислоты. Схема рабочая, мы видим это по Великобритании, которая более высоким по сравнению с остальным ЕС (ещё до Brexit дело было) налогом практически полностью вывела уголь в пользу ВИЭ и газа.

Но с использованием искусственно дорогой энергии падает конкурентоспособность. Решение есть и здесь - трансграничные углеродные налоги (импортные пошлины по сути), которые планирует вводить ЕС. Что это означает для России, уже посчитала KPMG: в зависимости от сценария от 6 до 50 млрд евро до 2030 года. Важно отметить, что это налог только на выбросы при производстве тех или иных продуктов по сравнению с европейскими эталонами. То есть простор для увеличения этих налогов ещё большой, по мере продвижения в ЕС по пути декарбонизации.

Прогнозировать, как изменится внешняя торговля в этом случае, сложно. Евросоюз слишком крупный торговый партнер, в том числе и для России, чтобы эти объемы можно было просто переориентировать на другие рынки. Не менее интересно, к чему подобные налоги приведут, к примеру, для китайского импорта. Непонятно и то, как будут развиваться США, - программа Байдена, в отличие от идей Трампа, подразумевает значительное "озеленение" американской экономики.

Но в сумме с уже ведущимися торговыми войнами можно предположить, что зеленые трансграничные налоги при прочих равных приведут к еще одному удару по глобализации и стимулируют регионализацию международной торговли - в данном случае раздел пойдет между теми странами, кто примкнет к стратегиям ускоренной декарбонизации, и теми, кто не придает этому аспекту серьезного значения. Чуть подробнее и с ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200717/1574434022.html

Ситуация на газовых рынках остаётся напряжённой - цены $50-70 держатся последние месяцы, региональные различия (США, ЕС, АТР и даже регулируемая цена РФ) невелики.
Таких цен в новейшей истории ещё не было, исчезает и "нефтяная поддержка" газовым ценам. У "Газпрома" в Европе только 30% контрактов с нефтяной привязкой, у Норвегии давно все 100% по биржевым ценам на газ. Даже в СПГ по итогам прошлого только 60% нефтяной привязки, 40% - конкуренция газ-газ (но в этих 40% вероятно много поставок в Европу).
Ситуация на газовом рынке отличается от нефти. С одной стороны (трудности для газа), здесь нет ОПЕК+, больше избыток мощностей, а добыча при недоинвестирование падает нет так быстро, как в случае нефти. С другой стороны (в плюс для газа), коронавирусный провал спроса не так силён. На текущий год ожидается снижение глобального спроса на 5% (это примерно 200 миллиардов кубометров) по сравнению с "докоронавирусным" прогнозом на 2020 год.

Но быстрого восстановления ожидать трудно, ведь (как и в нефтянке) падение цен сопровождалось ограничением предложения.
1. Американский СПГ. Мощностей по сжижению сейчас около 100 млрд кубов (в пересчёте на газообразное топливо), для сравнения весь рынок СПГ в 2019 году - 480 млрд. Вот только загружены ам. заводы на 30%. С одной стороны, это явный кризис американской модели. Но при восстановлении цен, до 60 млрд кубометров (в пересчёте на годовые значения) газа выплеснутся на рынок. Достаточно +30-40 долларов к цене, чтобы заводы стали прибыльны по операционным расходам.
2. То же самое касается и "Газпрома". В этом году "ГП" ожидает 160-170 млрд экспорта. Чтобы получить эти цифры придётся поднажать во втором полугодии. И в любом случае, мы видим сокращение 30-40 млрд от негласной нормы в 200 млрд, заданной в последние годы. И при первой возможности, "ГП" увеличит поставки. Тем более, что "Ямал СПГ" и некоторые другие производители СПГ работают на 100%, т.к. выручка от реализации сопутствующего конденсата окупает OPEX.
Восстановление цен до 200 долларов за тысячу кубометров, которые, и необходимы большинству производителей СПГ для покрытия всех расходов, не будет быстрым.

Всех волнуют и долгосрочные перспективы газового рынка. Две недавние истории неплохо подчёркивают этот аспект.
На днях активно обсуждалось успешное привлечение финансирования для нового СПГ проекта Mozambique LNG (оператор и крупнейший акционер - Total), объём кредитов - 15-16 миллиардов долларов, вся стоимость проекта - свыше 20 миллиардов. Успех здесь можно трактовать так, что кредиторы видят перспективы восстановления газового рынка.
Второй сюжет - недавнее решение Уоррена Баффетта о покупке американской Dominion Energy. Стоит отметить, что компания не занимается добычей газа, а владеет преимущественно газопроводами в США, а также небольшим заводом СПГ. То есть выгоду будет получать в первую очередь от роста объёмов прокачки газа. Но в США даже в случае роста нынешних низких цен (скажем до $100), газ будет стоить дешевле, чем в странах-импортёрах.

Долгосрочные прогнозы предполагают рост глобального спроса на газ, рост импорта и международной торговли. Проблема в цене - для этого роста газ должен быть достаточно дёшев, а низкие цены уже создают сложности на стороне производства.
И, конечно, фактор чёрных и белых лебедей: уголь, Китай, "климатическая повестка", а также их смесь. Причём, трактовки одних и тех же аспектов могут быть прямо противоположные.
Курс на полную декарбонизацию в Европе к 2050 году уже активно обсуждается. Понятно, что это будет дорого. Но намного важней, как поведёт себя Азия. Там таких радикальных планов нет, но есть много угля в потреблении. Известно, что с целью снижения выбросов уголь можно замещать газом. Но можно и не торопиться - и, к примеру, планомерно замещать уголь возобновляемыми источниками без "переходного" топлива. В зависимости от сценария развития, который выберут эти страны, и спрос на газ может отличаться. Чуть подробнее - в тексте.
https://ria.ru/20200726/1574910102.html

Хайп в области водородной энергетики не проходит и мимо фондового рынка. Любопытный пример - компания ITM Power, занимающаяся мембранами для электролизёров. За полтора года акции компании выросли в 10 раз, и если вы думаете, что благодаря выдающимся финансовым результатам, то нет. Компания убыточна, но этим в нашем мире никого не удивишь, "стартап" и всё такое. Но вот только мультипликатор P/S (цена/продажи), который часто используется для оценки убыточных компаний, чтобы иметь хоть какие- то ценовые ориентиры, составляет, внимание, около 200! (Для сравнения у Teslы, даже сейчас, после суперхайпа, P/S=15, у многих даже дорогих компаний этот показатель на уровне 8). P/B (цена к стоимости активов) - около 20! Прочая динамика фин.показателей тоже не внушает. Справедливости ради отметим, что в прошлом октябре Linde (оборудование для сжижения газов) приобрела небольшую долю в компании и намеревается сделать СП. Не является инвестиционной рекомендацией. Следим дальше. #ITM #водород #вотипосмотрим Фото: yahoo

Написал немного про нефть. Краткосрочные прогнозы цен на нефть сильно разнятся. Напротив, касаемо среднесрочной перспективы, все наблюдатели на редкость единодушны: в ближайшие 2-4 года ожидается выправление цен, а возможно и дефицит. Казалось бы, что неожиданного? Нефтяной сектор цикличен, падение цен выражается в снижении инвестиций, что в будущем отразится на предложении и приведет к удорожанию. Но указанные предположения о будущих ценах интересны потому, что текущий кризис все же отличается от предыдущих.
Во-первых, сохраняется очень дискуссионное мнение, что мы вообще больше не увидим "доковидного" объема потребления нефти — из-за очень долгого восстановления спроса на фоне увеличения доли электромобилей. Мнение это радикальное, но возврат к норме действительно не будет быстрым, плюс к тому за весну были накоплены значительные запасы нефти и существуют самоограничения ОПЕК+. И если на таком фоне прогнозируется рост цен на нефть, это определяется и тем, что добыча без поддерживающих инвестиций будет падать еще стремительнее.
Второе и главное. Общим местом прогнозов является тот факт, что ценовой всплеск, условно говоря, середины — второй половины 2020-х, будет последним. А дальше, после 2030 года, — прохождение "пика нефти" и постепенное затухание цен.

Но представим, что по этим причинам все компании вдруг отказались от новых инвестиций в нефть. Добыча очень быстро (лет за десять или быстрее) упадет кратно, и что тогда?
Поэтому вопрос не только в том, что спрос на нефть будет стагнировать или снижаться, но также и в том, кто будет обеспечивать этот пусть даже падающий спрос, который в любом случае останется значительным и сопоставимым с текущими объемами. И здесь мы подходим с самому интересному: некоторые западные (в первую очередь — европейские) нефтегазовые ТНК начинают заметно инвестиции в нефть.
Наверное, наиболее ярким примером здесь стала компания BP. Ее новая стратегия предполагает резкое наращивание мощностей ВИЭ — в 20 (!) раз уже к 2030 году, с текущих 2,5 до 50 гигаватт. И главное — снижение добычи нефти и газа к 2030 году на 40% процентов.

Причин такого поведения две. Во-первых, компании опасаются новых масштабных проектов со сроками окупаемости до 20 лет: вдруг к тому времени (а это уже 2040-е годы) эта нефть окажется не нужна. Во-вторых, есть политические причины, связанные с эмиссией углекислого газа и переходом на зеленую энергетику. Европейские добытчики находятся под повышенным давлением политиков, регуляторов, общественного мнения, инвестиционного и банковского сообщества. Но если часть добычных компаний сворачивается повышенными темпами, это означает, что образуется дополнительная ниша. При условии, что в отказе от инвестиций есть не только экономическая, но и "избыточная" политическая составляющая. Кем она будет занята? (продолжение ниже)

(продолжение, начало выше). Мы видим, что нефтегазовые гиганты из США не спешат переходить к зеленой энергетике. Но последнее время все больше обсуждаются планы демократов о запрете гидроразрыва пласта, что приведет к резкому снижению добычи нефти в США. А в таком случае добыча сланцевой нефти упадет еще на четыре миллиона баррелей за три года.
Но главный интерес — Азия. Здесь, конечно, по принципу "пусть цветут сто цветов", развиваются все виды энергоносителей, но особой озабоченности климатической повесткой не наблюдается.

Российские компании в минимальной степени снижают обороты. "Роснефть" запускает масштабный проект "Восток Ойл", а "Газпром нефть" по итогам первого полугодия даже нарастила капитальные затраты. (но, правда, рассчитывает за счет второго полугодия получить запланированные итоговые цифры сокращения новых вложений на 20%).

Какой подход окажется более верным? Прогнозы уважаемых организаций разнятся - от постепенного роста спроса после окончания истории с вирусом на традиционном уровне "один процент (или один миллион баррелей в день) ежегодно в ближайшие десять лет" до стагнирования на "доковидном" уровне. С другой стороны, следует помнить, что вообще без инвестиций добыча нефти снижается в среднем на 8% в год.
Итого, либо спрос на добываемую нефть будет достаточным (в том числе из-за снижения нефтяной инвестиционной активности некоторых западных ТНК), и тогда остальные компании получат преимущество — и за счет цен, и за счет объемов добычи. Либо же он действительно в какой-то момент начнет схлопываться слишком быстрыми темпами. У российских компаний существует определенный запас прочности и за счет достаточно высокого налогового бремени, хотя для новых сложных проектов доля налогов все меньше.

Наши компании, конечно, рискуют. Наградой за этот риск будут вероятные дополнительные доходы на более длительном промежутке времени — и для бюджета, и для самих компаний. В таком случае они "отберут" эти прибыли у западных коллег, побоявшихся (неважно, рисков или общественного мнения) вкладываться в нефтедобычу. Но в любом случае с каждым новым годом риски инвестиций в новые проекты с длительными сроками окупаемости будут только возрастать и требовать все более тщательного анализа. Чуть подробнее и с ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200903/neft-1576643869.html

Подозреваю, что часть читателей не всегда довольна неопределённостью выводов колонок о перспективах тех или иных секторов мировой энергетики, например той же нефти. Мол, может быть так (такие-то причины), а может быть так (такие-то причины). Появляются время от времени и подобные комментарии к текстам на сайте. Но, на самом деле, котировки акций нефтяных компаний как нельзя лучше иллюстрируют эту неопределённость.
Причём это не котировки по каким-то абстрактным оценкам (часто завышенным, как для некоторых it-компаний), а цены, которые напрямую трансформируются в дивидендные выплаты.

Например, дивиденд "Татнефти" за текущий год - оценивается в 3,5-5,5% от текущих котировок, что сопоставимо по доходностью по депозитам. И это - сверхтяжёлый год для нефтянки, когда у многих компаний вообще убытки. А дальше будет лучше, дивдоходность сильно вырастет. Если, конечно, лучше будет. То есть, вся неопределённость (здесь и спрос, и цены, факторы связанные с углеродным налогом, и главное - а сколько же лет ещё сохранятся стабильные доходы) напрямую в котировках отражается. И тот, кто, к примеру, говорит без всяких сомнений, что у нефти блестящее будущее в 2-3 десятилетия, по хорошему, должен продемонстрировать эту уверенность и на личном примере.

Любопытно, что даже российских нефтедобытчиков можно попробовать выстроить в ряд в контексте отношения к длительности "нефтяного века". На мой взгляд, картина такая "Татнефть" (самый короткий нефтяной век) и "Лукойл" - "Газпром нефть" - "Роснефть" (самый длинный нефтяной век). Ведь "Татнефть" платит весь свободный денежный поток и наибольшую долю прибыли на дивиденды, "Газпром нефть" и "Роснефть" - по 50% прибыли, но что-то подсказывает, что, при текущих вводных, в перспективе "Роснефть" будет дольше реинвестировать в новые месторождения, чем "Газпром нефть". Всё вышенаписанное, разумеется, не является инвестиционной рекомендацией, а лишь иллюстрирует историю с неопределённостями сектора.

Reuters пишет о проблемах о непростой финансовой ситуации у ExxonMobil, компании видимо придётся снижать до этого всегда увеличивавшийся дивиденд (нынешний, к слову, к текущим котировкам составляет неприлично высокие 9%). На самом деле, нового здесь немного, всё это обсуждалось давно, ещё до пандемии, ну а обвал цен и спроса на нефть только всё сильно обострил. Что же здесь интересного?

Тут следует напомнить, что Exxon, как и Chevron, опять же, ещё до ковида, серьёзно начали инвестировать в американский сланец. И так как, у многих сланцевых добытчиков уже тогда были проблемы, обсуждалось (сам так писал), что вот мол участки, выпавшие из рук банкротов, всегда подхватят нефтяные majors, с дешёвым финансированием ит.п. Думаю, так оно и было бы, если бы не обвал в нефти. Теперь же выясняется, что и мейджорам не до сланцев: инвестиции Exxon в месторождение Permian в текущем году падают до 3 млрд с ранее заложенных 7.4, число буровых сокращается до 15 или меньше, по сравнению с 55. Некоторые подробности, в основном по самому Exxonу, в материале Reuters по ссылке.

То есть, поддержка сланцам со стороны ТНК тоже исчезает, им теперь со своими бы участками разобраться, а не заниматься спасением и выкупом банкротов. Здесь нужно отметить, что в апреле этого года именно Exxon был против скоординированных сокращений добычи, что трактовалось и в том смысле, что компания в период дешёвой нефти хочет скупить предбанкротных сланцевиков. Но есть ли в результате на это лишние деньги? Непохоже. Следим дальше. #xom
https://www.reuters.com/article/us-exxon-mobil-spending-exclusive/exclusive-exxon-downsizes-global-empire-as-wall-street-worries-about-dividend-idUSKBN25Z0H7

Традиционно интересно развивается история с ВИЭ на Украине. В августе приняли закон о снижении "зелёного тарифа" выкупа энергии СЭС (на 15%) и ВЭС (на 7.5%). Высокий тариф привлёк инвесторов в сектор, мощности ВИЭ за последние годы выросли кратно, сейчас уже 8 ГВт. Вот только цена зелёной энергии в 2-3 раз выше, чем в Европе. Отчасти причиной этому - более высокая стоимость заёмных средств, стоимость капитала, но от этого не легче. Планировалось "смешивать" эту дорогую энергию с дешёвой энергией АЭС, но цены на зелень столь высоки, что даже этот подход привёл к перекосам. В мае на "зелень" приходилось 8% выработки и 26% денег энергорынка. Одновременно, на Украине прошла реформа энергорынка, всё ещё больше запуталось. В результате, страдают и сами зелёные генераторы, цены хоть высокие, но сейчас с поставщиками ВИЭ рассчитались всего на 28%.

Решение о снижении тарифа принципиально ситуацию не улучшит, но возможны и иски от западных инвесторов за пересмотр условий задним числом. Но сейчас главная задача развернулась ровно на 180гр: если раньше стимулировали всё больше ВИЭ, то сейчас - задача остановить новые стройки: и из-за нехватки денег для выплаты на энергорынке, и из-за технологических ограничений, когда зелёная недиспетчеризируема энергия оказывается лишней.
Чтобы минимизировать число новых вводов, для новых солнечных электростанций (в том числе строящихся), которые будут запущены в течение ближайших месяцев (точные даты зависят от мощности станций), тариф снижен сразу на 60%! Впоследствии планируется переход к системе аукционов, где цена выкупа дополнительно будет ограничена сверху цифрой в 9 евроцентов за кВт-ч (это в 1,6 раза меньше, чем нынешний тариф).

Тем не менее, хорошенько запутавшись в зеленой энергетике, Украина уже готовится поучаствовать в новом европейском тренде - энергетике водородной. Тем более что в рамках стратегии ЕС на Украине может быть поставлено до десяти гигаватт электролизеров для производства водорода. Но проблема видна невооруженным взглядом. Зеленый (вырабатываемый электролизом воды из энергии ВИЭ) водород и в Европе дорог, а если стоимость возобновляемой электроэнергии в два-три раза больше, чем в Европе, то цена будет неподъемной.

Напрашивается паллиативное решение - использование дешевой (и вполне зеленой в контексте выбросов углекислого газа) атомной энергии или энергии ГЭС. В этом направлении события и развиваются. В августе компания с говорящим названием "H2" заключила предварительные договоренности о строительстве дата-центра с "Энергоатомом" и производства электролизного водорода с "Укргидроэнерго". Пока это меморандумы (правда, подписанные в присутствии президента Украины), которые уже успели получить порцию критики и на самой Украине: неизвестная компания с формальным уставным капиталом готовит такие масштабные договоры на миллиард долларов.
Кстати, по формальным признакам использование энергии АЭС на прочие нужды даже поможет нормализовать энергосистему. Украинские чиновники уже жаловались, что при росте доли ВИЭ им придется искусственно ограничивать выработку даже на АЭС. В таком случае система получит дополнительную гибкость — "лишняя" энергия АЭС будет уходить, к примеру, на производство водорода. Но заплатят за эту гибкость все потребители, ведь вклад СЭС и ВЭС только увеличится.

Украинский сюжет до некоторой степени актуален и для России. У нашей страны, конечно, более гибкая энергосистема, плюс помогает то, что доля ВИЭ невелика. Тем не менее и в нашей стране уже зафиксированы единичные случаи вынужденного ограничения выработки на СЭС и ВЭС, в связи с чем регуляторами рассматривается возможность ограничения строительства новой зеленой генерации в южных регионах, где уже к 2024 году доля ВИЭ в выработке достигнет 8%.
Кроме того, и у нас достаточно высокая стоимость финансирования. Критики уже не раз отмечали, что в РФ ВИЭ развиваются слишком медленно. Что происходит, когда они развиваются слишком быстро, мы видим на примере Украины. Подробнее и со ссылками - в тексте.
https://ria.ru/20200910/energetika-1576988799.html

Вдогонку ко вчерашней колонке по ВИЭ на Украине. Почему принудительно и сурово (снижение тарифов на 60%) там сворачивают возобновляемую энергетику. Вот страница из презентации (нашёл на biz.liga .net). Сейчас ВИЭ на Украине вырабатывают 8% энергии и забирают 26% денег энергорынка, уже немало. Но если ничего не делать и дождаться, когда будут построены все ВЭС И СЭС станции, на которые уже заключены предварительные договора, то ВИЭ будут давать всего 19% энергии, но забирать 57% (!) денег энергорынка. Плюс вопросы с диспетчеризацией.

Сегодня все обсуждают новый прогноз BP. Но вкратце это сделать очень сложно: много графиков, выводов. Стало три сценария (причём business-as-usual очень сильно отличается от двух зелёных-прогрессивных: rapid и net zero), и понятно, что реальная жизнь может оказаться где-то между ними. Из интересного: компания, ссылаясь на ковид (но скорее это повод, а не причина) резко переобулась и за последний год сильно "позеленела". О планах сократить уже к 2030г на 40% свой нефтегаз было известно и ранее. Больше не видят роста спроса на нефть даже в консервативном сценарии (зелёная (почему-то :) линия). Правда, и в прошлом году BP прогнозировала достаточно умеренный рост спроса на жидкие топлива с плато в районе 2030 года. И тем не менее, нельзя не признать очевидное. Без сохранения существенных инвестиций в нефть и газ, текущая добыча начнёт схлопываться быстрее, чем упадёт спрос даже в самых революционных "зелёных" сценариях. А реальность скорее будет ближе к business-as-usual.