Эта прекрасная история началась ещё прошлой осенью, когда японская Toshiba предложила китайской ENN доплатить (!) $800 млн, лишь бы китайцы забрали на себя все обязательства, в которые японская компания попала с американским СПГ. Продолжение в конце прошлой недели оказалось ещё интересней, китайцы, сначала вроде как согласившиеся, передумали и сказали: "спасибо, не надо".https://ria.ru/20190415/1552677200.html

Пропустил, оказывается с 1 апреля "Газпром" публикует свой индекс, на основе сделок на электронной торговой платформе: "Индекс ESPGazEX за определенный месяц рассчитывается как средневзвешенная цена всех сделок на ЭТП с поставкой в соответствующем месяце, совершенных до даты публикации индекса. С 1 апреля индекс будет публиковаться на странице ЭТП и обновляться еженедельно. Индекс будет указан в евро и в рублях."

За апрель индекс сейчас составляет 16,47 евро за МВт-ч. Это очень близко к текущим спотовым ценам на TTF. Но как наиболее корректно сравнивать с европейскими ценами (где наиболее репрезентативной всё же является цена фьючерсного контракта для следующего месяца) ещё нужно сообразить.

В любом случае, эта история подчёркивает растущее многообразие ценовых привязок для газа. Сходу можно назвать несколько пунктов, причём каждый легко разбивается на подпункты.

1. Контракты с нефтяной или нефтепродуктовой привязкой - и для газа и для СПГ. Причём это, строго говоря две разные истории, так как временные лаги у этих двух типов контрактов отличаются.

2. Контракты с привязкой к биржевым ценам в Европе для газа и СПГ, и с привязкой к ценовым индикаторам (JKM) для СПГ в Азии.

3. Контракты с привязкой к углю - считались атавизмом и кое-где существовали для старых контрактов на поставку сетевого газа, как вдруг на днях был заключён договор на поставку СПГ для Tokyo Gas (продавец - Shell).

4. Контракты на американский СПГ, основанные на формуле цена газа в США плюс стоимость сжижения, казалось бы, "перевернули рынок", но последнее время наблюдается отход от них - и дело не только в недавнем контракте на продажу американского СПГ с привязкой к ценам Brent, но и в целом привязка к Henry Hub становится не так очевидна: покупателям проще найти в США "свой" газ, а завод по сжижению использовать на толлинговой схеме.

5. Наверное ещё где-то остались старые контракты на поставку по фиксированной цене (3-4 долл. за млн БТЕ), но и эту историю списывать в утиль рано: американская Tellurian предлагала по 8 долл. за млн БТЕ свой будущий СПГ, правда покупателей не нашлось, но идея фиксированной цены жива.

6. "Газпром" продаёт газ на своих аукционах (обычно в евро, но был случай и в рублях), запускает индекс. В перспективе возможны какие-то российские индикаторы и на СПГ на Балтике.

7. Если же говорить о ценовых привязках в рамках конкуренции между разными подставками газа (СПГ), то это не только минимальная цены продажи, но и конкуренция себестоимостей. А тут масса вариантов как её считать: и дело не только в расчёте по текущим и полным издержкам. В sunk cost (понесённые расходы, которые списываются в рамках краткосрочных издержек) можно при желании, к примеру, поставить расходы (точнее долю CAPEX в них) на транспортировку по российским газопроводам, а можно и не поставить. Я бы ставил, что резко снижает себестоимость российского газа по краткосрочным издержкам.
В общем, "пусть цветут сто цветов".

Написал про ветроэнергетику, пока заходный текст без детализации. Совсем резких оценок постарался избежать, но хорошей перспективы пока никак не вижу. Да, всё выглядят интересно и динамично - разные компании, консорциумы, какая-никакая конкуренция, но для внутреннего рынка - дорого, и не видится ничего, кроме кратного повышения внутренних цен на газ, чтобы ветряки стали конкурентоспособными по цене в рамках единой энергосистемы. А на внешнем рынке сомневаюсь, что нас ждут как независимых производителей на фоне мощи Китая в этой области и укрупнения и без того немаленьких западных производителей с десятилетними компетенциями в секторе. https://ria.ru/20190421/1552875412.html

"Новатэк" подписал обязывающее соглашение с CNODC, дочерней компанией китайской CNPC (она уже участвует в "Ямал СПГ"), о продаже 10% в "Арктик СПГ-2". При этом, самое главное - цена вопроса, пока не афишируется. Ранее, "Новатэк" договорился с Total о продаже 10% в том же проекте "Арктик СПГ-2" за 2,55 млрд долл, то есть весь проект оценён в 25,5 млрд. "Условия вхождения «Тоталь» в Проект включают оплату 10% доли участия и финансирование «Арктик-СПГ 2» через взносы в капитал". - это из новости с сайта компании. Но до конца остаётся непонятным, что же это за сумма. Кап.затраты на "Арктик СПГ-2" оцениваются примерно в 20 млрд долл., но часть затрат вероятно будет покрываться за счёт кредитов.

То есть Total внесёт больше, чем, средние расходы акционеров в финансирование проекта, как и в случае "Ямал СПГ" речь идёт о непропорциональном финансировании (т.е., помимо собственно финансирования, есть и "плата за вход"). Интрига - каков будет взнос китайской компании за те же 10%. С одной стороны, на более поздней стадии взнос может оказаться повыше. Но с другой стороны также следует помнить, что Total также является и акционером "Новатэка", поэтому часть непропорциональных инвестиций ей вернётся через участие в капитале "Новатэка". Известно также, что СПГ с "Арктик СПГ 2" будет распределяться пропорционально доли акционеров, а не по отдельным контрактам, как это было в "Ямал СПГ" (хотя для той же CNPC объём контракта с "Ямал СПГ" и условная доля в объёме как акционера - близки).

Написал про "Арктик СПГ-2" на фоне последних новостей. Но если с самим заводом всё хорошо и понятно - доли распродали, контракты есть, окончательное инвестрешение очевидно не за горами, то с новыми газовозами по срокам всё выглядит напряжённо. Время ещё есть, есть и запас прочности (за счёт высвобождения к 2023 году части танкеров от "Ямал СПГ" за счёт запуска перевалки на Камчатке), но делаем всё сами с нуля, хоть и с привлечением корейцев. Договорённости тянули до последнего. Думается, здесь сошлось всё: и фактор внутренней конкуренции ("Звезда" же под контролем "Роснефти"), и желание участников проекта всё же заказать проверенную технику в Корее.

Не люблю формат "я же говорил", но уже лет семь (нашёл заметки от 2012 года) время от времени писал о необходимости собственного строительства газовозов, было понятно, что к этому придём: и чем раньше начинать, тем всем было бы проще. И по хорошему, уже пару Arc7 для "Ямал СПГ" нужно было делать самим. Сейчас же, когда в планах правительства производить до 140 млн т СПГ (в 5 раз больше, чем сейчас), а на некоторых направлениях затраты на транспорт составляют до трети стоимости СПГ на конечных рынках, это уже кажется очевидным. Будем надеяться, что все танкеры для "Арктик СПГ 2" успеют построить в срок с достойным качеством и степенью локализации.
https://ria.ru/20190429/1553125841.html

Несколько лет назад в узких кругах наблюдалось повальное увлечение показателем энергетической рентабельности для разных источников энергии, EROEI (Energy Return on Energy Investment) - сколько энергии нужно затратить, чтобы получить (и/или транспортировать, переработать ит.п.) одну единицу энергии. Потом интерес к этому подходу снизился - получалось, что при уточнении модели многие вещи нужно было всё равно переводить через энергетический эквивалент денег, а раз так - проще вообще всё считать на деньги. Тем не менее, в каких-то нишах этот подход можно применять. Так, например, несколько лет назад мы с В.Лактюшкиным посчитали EROEI сланцевой нефти - в контексте расходов на бурение скважин. Тогда было популярно поверье, что топлива на бурение тратится примерно столько же, сколько добывается нефти, но оказалось, что это совсем не так, а EROEI получается вполне приличный. Собственно, развитие сланцевой добычи подтвердило эти выводы.

Вспомнил об этом показателе, читая презентацию "Газпрома", где сведён весь баланс предложения и спроса газа в РФ. Всего через ГТС в прошлом году прошло 810 млрд куб.м газа, а на работу ГТС (и хранилищ) было затрачено 40,55 млрд. То есть ровно 5%.

Этот порядок цифр, конечно, всегда был известен: кстати, собственно поэтому обзор BP даёт заниженное потребление газа в РФ, т.к. затраты на ГТС он не учитывает в потреблении. А наше Минэнерго/Газпром учитывает.

В терминах энергорентабельности EROEI (трансп.) = 20 (810/40,5), но тут конечно нужно помнить, что это только (!) операционные энергетические расходы на транспортировку. Получить полную EROEI газа - непростая задача, сюда нужно добавить и кап.затраты на газопроводы, и расходы на добычу и многое другое.

С другой стороны понятно, что 5% затраты на транспортировку - это затраты в рамках текущей географии потребления газа (сюда кстати, видимо, входят и затраты на КС "Портовая" для отправки по "Северному потоку", но не входят затраты на транспорт за пределами России). Если бы весь газ потреблялся на Ямале, то и затраты были бы кратно меньше.

Интересно сравнить эти цифры с энергетическими операционным затратами на СПГ. Само сжижение обычно оценивается по энергозатратам примерно в 10% от объёма сжижаемого газа. Плюс нужно добавить расходы на транспортировку - это 0,1-0,15% в сутки от объёма транспортировки. Даже для относительно небольших типовых маршрутов (например из США в Европу), газовоз в пути находится около 25 суток, что забирает ещё 3-4% от конечной энергии СПГ.

То есть по операционным энергозатратам сетевой газ в нынешней конфигурации выигрывает у СПГ. Но конечно, нужно помнить, что для полного сравнения нужно добавить кап.затраты (газопроводы vs. завод СПГ-газовозы), а это уже задачка не столь простая - тут как раз и всплывают все эти сложности перевода капитальных затрат (сталь, бетон, работа, и многое другое) в энергетические единицы, почему собственно популярность EROEI оказалась ограниченной.

Стараюсь не злоупотреблять украинской тематикой, за годы уже многое говорено-проговорено, но какие-то вещи интересно обсудить и сейчас. Например - как же будет функционировать укрГТС после запуска всех обходных газопроводов. Транспортировать по украинскому коридору придётся минимальные объёмы, и нужно сделать так, чтобы было выгодно и "Газпрому", и "Нафтогазу".https://ria.ru/20190514/1553448906.html

Посмотрел, что там с "солнцем" на Украине. Как известно, при старом режиме солнечных электростанций (СЭС) настроили прилично (и связывали это с лоббизмом братьев Клюевых), но сейчас строят ещё больше.Цены выкупа э/э СЭС конечно кратно упали, строго в рамках глобального тренда. Всё равно свыше 10 российских рублей составляет цена выкупа энергии солнечных станций. Пока всю эту конструкцию тащат на себе дешёвые АЭС. Но станции ВИЭ строят очень резво, так что заметное влияние на цены мы увидим скоро (сейчас пишут что 2% выработки ВИЭ "сжирают" 8% суммарного платежа энергорынка, сам цифры не пересчитывал, но похоже на правду). При этом, выбора по большому счёту действительно нет - закрывать АЭС когда-то придётся, ну а какой украинский политик станет, к примеру, сейчас строить газовые ТЭС для покрытия будущего дефицита.

Ещё одна интересная история - это СЭС "частников". Чуть позже напишу про это отдельный пост, но на мой взгляд, готовность жителей среднего достатка ставить домашние СЭС (пусть и со сдачей излишков энергии в сеть по "дорогому" тарифу, но основное потребление энергии СЭС в домохозяйстве оказывается намного дороже энергии из розетки) свидетельствует о том, что на среднесрочную перспективу многие видят риски децентрализации энергосистемы или другие трудности, и хотят перестраховаться, чтобы иметь дома хоть какое-то электричество.
https://ria.ru/20190522/1553923752.html

Написал вторую часть про украинское "солнце", которая посвящена домашним СЭС. Здесь всё ещё любопытней. Во-первых, тариф выкупа даже чуть выше, чем для "промышленных" станций - 180 евро за МВт-ч. Во-вторых, и это собственно информповод, отменили этот зелёный тариф для домашних наземных СЭС, оставили только тариф для "крыш". Возможно, всё отыграют назад. Да, вероятно, были злоупотребления, ведь в таком случае можно покупать дешёвую сетевую энергию, а сдавать дорогую солнечную (если конечно оформить на разные домохозяйства документы). Но с другой стороны, непонятно, чем такие домашние СЭС хуже СЭС промышленных, где идёт почти такой же дорогой выкуп. И, конечно, нужно понимать, что позволить себе домашние СЭС может только т.н. "средний класс", поэтому большая часть из всего 9000 таких домашних станций сконцентрирована в Киевской и Днепропетровской областях.

Итого, основные бенефициары украинского "солнца" - это (а) украинские олигархи и бизнесмены средней руки, которые активно ставят промышленные СЭС с возможностью сдачи в сеть по высокому тарифу и (б) - небедные частники, которые с помощью того же механизма смогут окупить свои станции, а в будущем, прикупить аккумулятор и стать полностью автономными в области энергетики. Что очень полезно (хоть и немного дорого) на фоне ненулевой вероятности в будущем нестабильной работы украинской энергосистемы. Поэтому упрекнуть "частников" за это никак нельзя: наверное многие бы поступили бы так же, если бы жили на Украине и имели финансовую возможность для домашней "СЭС". Но и за тех, и за других платит вся остальная страна, ведь деньги на повышенный тариф берутся со всего энергорынка.
https://ria.ru/20190526/1554909894.html

Написал колонку, оттолкнувшись от новостей про покупку компанией Total мощностей по сжижению в США у Toshiba (потери японцев - $800 млн). Но так как всю эту убойную историю уже полностью описывал чуть ранее в сюжете, когда от этой покупки отказалась китайская ENN, то посмотрел под другими ракурсами.

Во-первых, Total последнее время активна в покупке активов СПГ, причём деньги особо не считают. Сделка с Tohsiba - инвестиция так себе, китайцы слились отсюда не просто так (хотя и угроза пошлины на импорт СПГ в Китай сыграли свою роль). А до этого были покупки у Tellurian (Driftwood LNG), причём помимо контракта, там были и вполне рисковые инвестиции в капитал. Покупка доли в "Арктик СПГ 2" происходило через непропорциональное финансирование (заплатили примерно на 10% дороже предполагаемых инвестиций в проект). Сейчас ещё видимо Total достанется Anadarkoвский проект СПГ в Мозамбике - что там по деньгам сходу непонятно, т.к. попадёт он вместе с другими африканскими активами Anadarko, если сделка по поглощению последней Occidental Petroleum состоится. Видимо в Total верят в долгосрочный рынок СПГ, а более привлекательных активов сходу и не найдёшь.

Во-вторых, так или иначе, Total уже сильно интегрирована в проекты американского СПГ (Driftwood, а теперь и Freeport, плюс контракты на покупку у Cheniere), и эта завязанность на американский СПГ - конечно не 100%-ная, но какая-никакая страховка от санкций на "Новатэк", где у Total также пакет почти в 19%.
https://ria.ru/20190602/1555176548.html

Cheniere (владелец заводов СПГ в США) будет покупать у добывающей компании Apache газ для сжижения с ценообразованием по принципу нетбэка (глобальные цены на СПГ за минусом расходов на сжижение). Вроде такого ещё не было. Практически, хвост виляет собакой. https://finance.yahoo.com/news/cheniere-corpus-christi-stage-iii-120000701.html

Недавно на фейсбуке была дискуссия о размере операционных расходов на ветряках, применительно к российским реалиям, но пока хотелось бы получить хоть мировую картину, т.к. мнения расходились даже на данных по миру. IRENA даёт диапазон $20-60 на кВт в год, основываясь в основном на данных стоимости сервисных контрактов. По наводке В. Сидоровича посмотрел материал WoodMac, где сообщается, что половина расходов на сервис - это внеплановые ремонты, а всего (в т.ч. внеплановых) таких расходов ожидается в текущем году около $15 млрд на сухопутные ветряки. Оценивая грубо мощность наземных ветряков в 600 ГВт по году, получим около $25 на киловатт в год. В принципе похоже на правду. Возникают вопросы, если сравнивать с цифрами IRENA, т.к. среднегодовые цифры при пересчёте данных WoodMac находятся на минимумах диапазона IRENA. Либо сервисные контракты учитывают поломки (?), либо низкие среднегодовые по миру выходят за счёт дешевого сервиса в Китае, т.к. у IRENA цифры сервисных контрактов представлены для стран Западной Европы. Впрочем, оба варианта не противоречат друг другу.https://www.woodmac.com/press-releases/unplanned-wind-turbine-repairs-to-cost-industry-$8-billion-in-2019/

Enel продаёт СУЭКу Рефтинскую ГРЭС за сумму не менее 21 млрд рублей, мощность станции - 3800 МВт. А немногим ранее та же Enel открыла в Сбере кредитную линию на примерно ту же сумму (22,5 млрд) на строительство ветропарка в Мурманске мощностью в 19 раз меньше - 201 МВт (плюс не забываем про разницу КИУМов).

Написал немного спекулятивный текст про тепло. В саму суть будущей реформы (да и когда она ещё будет) не погружался, поэтому всё по рабоче-крестьянски, со стороны потребителя.

Как уже когда-то прикидывал, электроотопление по ночному тарифу оказывается дешевле тарифа на тепло. В условиях индивидуальных счётчиков на тепло (информповод колонки), это в принципе может стимулировать переход на такое индивидуальное отопление. Разница там пока невелика, но зато нет утечек тепла при разводке труб. Конечно, нужно помнить, что ночной тариф призван выравнивать загрузку и полных затрат не окупает. Поэтому рост спроса здесь приведёт и к росту тарифа. С другой стороны, если воспользоваться тепловым насосом (кондиционером в режиме отопления в простейшем варианте), то мы сразу получим кратное уменьшение затрат на электричество для получения того же количества тепла, соответственно конкуренция с центральным отоплением в этом случае обостряется. При этом, при реальных морозах (-20) у центрального отопления нет конкурентов, но вот при температурах околонуля - вполне есть. Но подобная разбивка спроса со стороны потребителя снижает коэффициент использования центрального отопления, что делает его ещё дороже.

К какому тарифу приведёт реформа и альткотельная - пока вопрос, но ясно что пространство для манёвра по цене у нас в принципе небольшое. Если, конечно, не наращивать синхронно и цены на электричество. Или же запрещать инд. счётчики тепла, чтобы тогда не было мотивации переходить на альтернативу. С точки зрения утечек при разводке и рассеивания тепла по соседям индивидуальные счётчики категорически не нравятся, но вот с точки зрения альтернатив для потребителей - вещь конечно полезная.

Спойлер: очевидных выводов в колонке нет, скорее попытка показать что тарифы на тепло и электричество в какой-то момент смогут цеплять один за другой, и расти по теплу особо некуда.
https://ria.ru/20190610/1555417599.html

Ежегодный статистический обзор BP стал давать разбивку по добыче нефти на "crude+condensate" и NGL (грубо говоря: СУГи + этан по-нашему). Из +2,2 млн б/д по итогам прошлого года в США, на нефть и конденсат пришлось 1,61 мбд, на NGL - 0,566 мбд. Разбивка по России тоже есть, есть и ретроспектива.

Написал ещё немного про российский ветер. В первую очередь, про три, по сути консорциума, которые поделили между собой рынок. Для широкого круга читателей это интересная история. Но последний аукцион завершён, что же будет дальше? Минэнерго уже заявило о планах по новой поддержке. В принципе, ожидаемо: высокий уровень локализации оборудования к этому нас неизбежно приводит. Раз мощностей для строительства/сборки компонентов ветряков понастроили, то придётся на них что-то производить. Заявлялось и о снижении нормы доходности для новых отборов, но посмотрим что будет, с учётом того, что последние заявки по CAPEXам уже очень невелики.
По себестоимости ветряки всё равно на десятки процентов дороже, пусть уже и не кратно, традиционной генерации. Но чтобы себестоимости ветряка и газовой ТЭС были хоть как-то сопоставимы, то приходиться полностью забыть про необходимый для ВИЭ в перспективе back-up в виде традиционной генерации. Пока же, пользуясь маленькими объёмами в системе, можно продолжать паразитировать (в контексте страховки от переменчивости) на действующей энергосистеме, попутно объявляя её устарелой ит.п.

Отдельная любопытная история - о планах Минэнерго увязать новые механизмы поддержки с обязательствами по экспорту. Компании, в т.ч. иностранные, также уже связаны инвестициями в производства в рамках локализации, и если поддержка новых мощностей будет увязана с экспортом оборудования, то придётся им готовить и такие решения. В общем, если удастся запустить экспорт с адекватной нормой прибыли, это конечно, однозначный позитив, но пока успех неочевиден.
https://ria.ru/20190618/1555607799.html

В какой-то момент всё больше стал смотреть на развитие тех или иных секторов энергетики через призму финансовых результатов компаний: как и у нас в стране, так и за рубежом. Думаю, в перспективе этот подход станет всё более оправданным. С падением мировых цен на энергоносители, развитием самой разной конкуренции (межтопливной, между компаниями и т.п.) и снижением дотаций по ВИЭ, сверхприбыли и ценовые искажения исчезают, а реальная себестоимость продукции становится близкой к цене продажи. А потому в среднесрочной перспективе реальная себестоимость должна определять и финансовые результаты, хотя, конечно, в каждом сегменте свои особенности.

Идея, конечно, достаточно очевидная, и уже сейчас наиболее ярким примером здесь является анализ прибылей (убытков) и/или денежных потоков американских "сланцевиков". И хотя разные интерпретаторы из одних и тех же данных подчас делают противоположные выводы, главное, что большинство сходится во мнении, что именно через эти показатели оправдано делать прогнозы о перспективах отрасли, т.к. официальные значения той или иной заявленной себестоимости (и в "сланцах", но и много где ещё) являются во многом "вещью в себе", не говоря уже о регулярном желании "топов", как у нас в стране, так и за рубежом приукрасить цифры.

В этом контексте, было бы интересно начать наблюдать через эту призму и за сектором "ветряков" у нас в стране, благо все отборы закончены и сейчас будут строить и строить. Работают у нас в этом сегменте три группы компаний (Fortum+Роснано, "Росатом" в лице "Новавинд", Enel). Fortum, судя по их сайту, после делистинга не балует наблюдателей дополнительной информацией в виде презентаций, ограничиваясь сухой отчётностью. "Новавинд", кстати, уже также публикует свою фин. отчётность. Но наиболее прозрачной оказывается Enel Russia, единственная публичная компания из тройки участников рынка, а потому открытая акционерам с разнообразными презентациями. А после продажи Рефтинской ГРЭС, компания становится намного более зелёной, всё таки "Рефта" для компании составляла почти 40% от установленной мощности (3,8 ГВт из примерно 10. Кроме нового "ветра", у Enel также остаются и газовые ТЭС). Но и цена продажи Рефтинской ГРЭС - это половина текущей капитализации компании.

Уже писал, что цена продажи "Рефты" - примерно 21 млрд руб. примерно соответствует расходам на готовящийся к строительству ветропарк в Мурманске. Поэтому любопытно, как компания распорядиться деньгами. Например, может полностью или частично профинансировать строительство новых ветряков и таким образом в будущем снизить долговую нагрузку. Так или иначе, компания уже заявила, что в результате продаж EBITDA снижается на 5-6,5 (около 15 сейчас). Рейтинги отправлены на пересмотр.

В общем, за Enel Russia будет интересно наблюдать - публичная компания с большой долей "зелени" в портфеле. Картинка из презентации: тепловая генерация указана, разумеется, ещё с учётом Рефтинской ГРЭС, т.е. без неё, вклад газовых ТЭС и ветряков в EBITDу будет примерно одинаковый. А вот, что будет с прибылью - посмотрим. Как справедливо отмечал В. Сидорович, заявленные кап.затраты на последнем отборе по ветрякам оказались даже ниже, чем в Европе. Но не стоит забывать, что это оценки при нынешнем курсе доллара, который по ППС оказывается завышенным. Уровень локализации - 65%. Кроме того, на предыдущих отборах, стоимость отобранных мощностей была намного выше. Теоретически у компании есть все шансы выйти в прибыль, несмотря на демпинговые цены последнего отбора. Но против низкой себестоимости локализованных ветряков играет маленький объём рынка и развёртывание мощностей про производству элементов ветряков практически с "нуля".

Привлёк заголовок ("know how", все дела), а новость оказалась двухлетней давности: то что "Арктик СПГ-2" планируется сделать на треть дешевле "Ямала", в том числе за счёт строительства на платформах, активно обсуждалось ровно два года назад. Но почему-то сейчас решили хайпануть.https://uk.reuters.com/article/uk-russia-total-lng/frances-total-says-know-how-for-russian-arctic-lng-2-to-slash-costs-idUKKCN1TQ190

Украина очень активно запускает новые объекты ВИЭ, ещё 650 МВт за второй квартал. Одна проблема: на ВИЭ приходится 14% от всех платежей энергорынка при доле в выработке электроэнергии 3,3%. https://biz.censor.net.ua/news/3134977/alternativnaya_energetika_sobrala_14_vseh_platejeyi_za_elektroenergiyu

Написал немного дискуссионно про газовое будущее. Оно, конечно, состоится, но вот будет ли устойчиво высокий (необходимый многим производителям) уровень цен? Парадоксально, но "уходящая" нефть выглядит более предсказуемо, чем "перспективный" газ. И наверное можно сказать, что автор экстраполирует текущее дно по газовым ценам на будущее, хотя давно было известно, что сейчас у нас образовался некоторый избыток СПГ, который и давит на цены. Тем более, что по биржевым ценам продаётся далеко не весь газ в мире. Но одновременно активность в новых СПГ-проектах высока. Да, этим новым проектам нужно будет закрыть тот дефицит который нас ожидает после 2022 года, но что дальше? Не сменится ли непродолжительный ребаланс новым избытком? Нужно ещё подбить по балансам, наверное напишу про это отдельно. Собственно, все последние движения в "Газпроме" по увеличению эффективности, о чём даже несколько неожиданно и прямо сказал глава компании на итоговой пресс-конференции - это всё про то же самое. Даже для "Газпрома" с его дешёвым газом - контроль за расходами выходит на первый план. https://ria.ru/20190704/1556152605.html