Электроавтомобили - новости, обсуждение, перспективы

    Touring

    Местный
    Реалии страны, где я живу (Латвия) таковы, что тарифы для "домашних хозяйств" частенько идут с превышением тех тарифов, которые Вы назвали "реальная рыночная стоимость". Ибо, как правило действует правило (сорри за тавталогию): чем больше потребляешь, тем меньше тариф. При указанной в статье "рыночной стоимости" в 0,53 EUR/kWh, у нас есть домохозяйства, сидящие на тарифе, например - 0,73 EUR/kWh. :(
    Европейская энергетика перекупает сейчас нужный ей спот-СПГ у энергетики Китая, соревнуюясь с ней кошельком, особенно энергетика стран Балтии, где в силу обстоятельств почти один спот, отсюда и цены произведённой из такого газа электроэнергии. Так как нет должной конкуренции со стороны гидро или атома, локальная газовая поэтому может их заламывать. Ну и прибыль такой генерации, надбавка за сети, и НДС в 21% на всё это сверху, громоздкая европейская налоговая конструкция раздувающая цены ещё более.

    У тех кто получает контрактный СПГ, он входит по иным ценам, чем на TTF, на которые ориентируется торговцы на спот-рынке.

    Ниже средние цены импорта СПГ генерацией Японии, которая исторически сидит на нём. Отличие от Европы в том что газ этот в основном у них контрактный, и в большей части его цены в контрактах завязаны на цены альтернативного для генерации мазута, то есть по факту цены нефти. Они сейчас поднялись с привычного японцам уровня в примерно в $330/tcm, до $630/tcm, и себестоимость электрогенерации поднялась с 8 центов за кВт-ч до 14-ти. Но уровень в $630/tcm уже у них был, в 2012-м, на предыдущем пике цен нефти, с тех пор цены импорта газа японцами только опускались. В 2020-м на дне цен нефти они падали до 200/tcm, и соответсвенно себестоимость электрогенерации падала до 5 центов за кВт-ч. Опустятся они и после нынешнего пика цен нефти, в том числе опустятся в Европе, когда уйдет возможность спекуляции.

    В долларах за 1,000 м3.

    2022
    --------------
    628 jul (себестоимость кВт-ч эл-ва газовой генерации=$0.14)
    528 jun
    550 may
    554 apr
    512 mar
    564 feb
    486 jan

    2021
    --------------
    507 dec
    505 nov
    419 oct
    379 sep
    357 aug
    342 jul
    320 jun
    296 may
    273 apr
    265 mar
    330 feb
    298 jan

    2020
    --------------
    253 dec
    226 nov
    205 oct
    195 sep (кВт-ч=$0.05)
    210 aug
    257 jul
    297 jun
    336 may
    328 apr
    336 mar
    329 feb
    327 jan

    2019
    --------------
    335 dec (кВт-ч=$0.08)
    334 nov
    333 oct
    358 aug
    337 jul
    330 jun
     
    Последнее редактирование:

    Touring

    Местный
    Интересно, зачем европейцы так упорно, если не сказать упорото, боролись за отказ от долгих контактов?
    Ради мгновенного ценообразования вслед за конкуренцией на энергорынке и динамикой цен нефти/мазута и иных энергетических конкурентов газа, в отличие от долгих газовых контрактов где есть усреднение и лаг в полгода за динамикой цены нефти. Плюс возможность менять поставщика без разрыва 20-летних обязательств. Быстрый рынок более интересен клиентам, закупающим ресурс, а долгий по контрактам его поставщикам, чтобы более прогнозируемо окупать массированные инвестиции в разведку добычу и доставку.
     

    dunch

    Старожил
    Плюс возможность менять поставщика без разрыва 20-летних обязательств.
    Это конечно хорошо, но газ то тебе все равно все эти 20 лет нужен будет. Можно какую то скидку заложить за долгосрочность или типа того. Текущая ситуация выглядит так, что это было не идеальное решение, и ведь все понимают, что газ - товар циклический, то есть будут моменты, когда он будет очень дорог (возможно, нынешние цены и впрямь неожиданно высоки относительно расчётов рисков)
     

    Touring

    Местный
    Это конечно хорошо, но газ то тебе все равно все эти 20 лет нужен будет. Можно какую то скидку заложить за долгосрочность или типа того. Текущая ситуация выглядит так, что это было не идеальное решение, и ведь все понимают, что газ - товар циклический, то есть будут моменты, когда он будет очень дорог (возможно, нынешние цены и впрямь неожиданно высоки относительно расчётов рисков)
    Здесь для покупателей по долгим контрактам лежит основная неопределённость, ведь такие контракты содержат кроме сроков также условие выбора объёмов, или альтернативно их полной оплаты, вне зависимости от реально потреблённого ресурса. Что собственно и делает окупаемость очень капитало-интенсивных нефтегазовых проектов для поставщика прогнозируемой, и даёт тому в свою очередь возможность привлечь банковский и инвестиционный капитал под хороший процент.

    Но реальную потребность в ресурсе закупаемом у торгового посредника крупной электро- и теплогенерацией, и utility-клиентами, продающими его кооперативам и частным владельцам домов, определяет несколько факторов: это во-первых погода, во-вторых регулятивный фреймворк, который влияет на наиболее выгодный тип физической генерации в который те вложатся, с учётом субсидий или наоборот штрафов, в-третьих банально технологические изменения, появление на рынке новых энергоносителей и новых технологий их преобразования в электроэнергию и тепло.

    Со всеми этими факторами в Европе в последние десять лет произошли значительные изменения, и попытка построить более гибкую модель энергорынка лишь отражение этих изменений. Другое дело насколько реализация оказалась эффективной.
     
    Последнее редактирование:

    dunch

    Старожил
    Ну, в общем, мне все таки кажется, что долго продавать газ себе в убыток никто не может, а значит, именно покупателю выгодно сторговаться на некую минимально разумную гарантированую маржу поставщика. Можно, конечно, возразить, что и с супермаржой долго никто поставлять не будет, так как придут конкуренты, и цена упадёт :) Но тут именно продвигаемая Европой зелёная повестка создаёт у потенциальных конкурентов сомнения, а успеют ли окупиться их вложения даже на фоне суперцен.
     

    Sergey-nn

    циник в розовых очках
    Здесь для покупателей по долгим контрактам лежит основная неопределённость, ведь такие контракты содержат кроме сроков также условие выбора объёмов, или альтернативно их полной оплаты, вне зависимости от реально потреблённого ресурса. Что собственно и делает окупаемость очень капитало-интенсивных нефтегазовых проектов для поставщика прогнозируемой, и даёт тому в свою очередь возможность привлечь банковский и инвестиционный капитал под хороший процент.

    Но реальную потребность в ресурсе закупаемом у торгового посредника (с долгими контактами с его поставщиком) крупной электро- и теплогенерацией, и утилити-посредниками, продающими его кооперативам и частным владельцам домов, определяет несколько факторов: это во-первых погода, во-вторых регулятивный фреймворк, который влияет на наиболее выгодный тип физической генерации в который те вложатся, с учётом субсидий или наоборот штрафов, в третьих банально технологические изменения, появление на рынке новых энергоносителей и новых технологий их преобразования в электроэнергию и тепло.

    Со всеми этими факторами в Европе в последние десять лет произошли значительные изменения, и попытка построить более гибкую модель энергорынка лишь отражение этих изменений. Другое дело насколько реализация оказалась эффективной.
    Вы это правда на полном серьёзе пишите?
    Тогда может вы поясните с чего при столь незавидной перспективе газовых инвестиций в борьбу с СП-2 аж США впряглись. При чем впряглись вплоть до заморозки активов подрядчиков. Неужели так хотели спасти российские деньги от бесперспективных вложений?

    Сказки про конкуренцию ихнего СПГ на этом фоне просто смешны, ибо из за низкой стоимости перспективы трубопроводного газа кратно лучше, а длинные контракты не хотели заключать даже на него.....
     
    Последнее редактирование:

    Kit.

    Старожил
    Вы это правда на полном серьёзе пишите?
    Тогда может вы поясните с чего при столь незавидной перспективе газовых инвестиций в борьбу с СП-2 аж США впряглись. При чем впряглись вплоть до заморозки активов подрядчиков.
    А чем официальная версия не устраивает?

    Тем более что последние 7 месяцев она только подтверждается.
     

    Touring

    Местный
    Ну, в общем, мне все таки кажется, что долго продавать газ себе в убыток никто не может, а значит, именно покупателю выгодно сторговаться на некую минимально разумную гарантированую маржу поставщика. Можно, конечно, возразить, что и с супермаржой долго никто поставлять не будет, так как придут конкуренты, и цена упадёт :) Но тут именно продвигаемая Европой зелёная повестка создаёт у потенциальных конкурентов сомнения, а успеют ли окупиться их вложения даже на фоне суперцен.
    Как я понял, у них нет особо понятия операционного убытка, и умеренные или невысокие цены приемлемы год-два-пять. Есть сумма инвестиций в проект, разведку добычу и сжижение, и в танкерный флот доставки до клиентов в случае СПГ. В случае трубной доставки в разведку добычу и трубопроводы до клиентов. То есть capex. И есть цены основных энергорынков, газа на них, в конкуренции с иными энергоносителями. Первое делить на второе равно сроки возврата capex.

    И если рынок в первые 10 лет со старта проекта высокий, то проект быстро вернёт в этот срок масштабный capex, пройдёт breakeven, или точку безубыточности, и начнёт зарабатывать чистую прибыль, за вычетом довольно невысоких операционных затрат, или opex. Если в первые 10 лет рынок низкий, то вернут capex позднее. За 25-40 лет срока жизни проекта энергорынок в мире успеет побыть и тем и другим, и высоким и низким, и средняя цена газа на нём за эти сроки в среднем точно закрывает и capex и opex самого высокого по затратам поставщика, с большим запасом, ну и ренту владельца нефтегазоносного участка тоже.

    Пока ни один подобный проект ни ушёл в минус, все окупились, так как на деле в мире не так много нефтегазовых мэйджоров имеющих и технологии и доступ к капиталу, и между ними что-то вроде договоренности по ценам, чтобы в долгую все заработали, в том числе работающие в самых сложных природных условиях. Клиенты оплачивают по этой верхней цене, наиболее затратного поставщика, закрывающего спрос на рынке, и в наибольшем выигрыше здесь проекты с наименьшей суммой затрат, они окупят наименьший capex быстрее, и раньше начнут приносить чистую прибыль акционерам. По нефти то же самое, тот же принцип, так как те же мэйджоры, и проекты часто не чисто нефть и чисто газ, а смешанные, нефтегазовые.
     
    Последнее редактирование:

    Sergey-nn

    циник в розовых очках
    А чем официальная версия не устраивает?

    Тем более что последние 7 месяцев она только подтверждается.
    Что там у кого (не)подтверждается оставим за скобкой. Экономическую войну с блокировкой сначала газопроводов, а потом и ГПА не Россия начала.
    По поводу СП-2: это всего лишь труба на дне моря. Она никого ни в какую зависимость не ставит и поставить не может. Ни кто не заставляет брать из нее газ если он не нужен, либо конфликтует с "программой партии". Однако наличие еще одной нитки позволяло повысить надежность транспортной системы и отбирать газ из той трубы из которой выгоднее Но почему то эта свобода воли для ФРГ очень не по нраву США..
     

    dunch

    Старожил
    в мире не так много нефтегазовых мэйджоров имеющих и технологии и доступ к капиталу, и между ними что-то вроде договоренности по ценам, чтобы в долгую все заработали, в том числе работающие в самых сложных природных условиях.
    Я думал, опек+ это регулирует)
     

    Kwispel

    Летучий галландец
    Хм. Стою на суперчарджере в Нанси, Франция. 0,67 за квтч. Почти вдвое дороже чем в августе