Гречневая крупа, архивное фото

Россия за 1,5 месяца экспортировала в Беларусь почти 4 тысячи тонн гречки

198
(обновлено 11:17 26.05.2020)
Российская сторона выполняет договоренности о поставках продовольствия на белорусский рынок, и они идут в штатном режиме.

МИНСК, 26 мая – Sputnik. Поставки российской гречневой крупы в Беларусь идут в штатном режиме, сообщила вице-премьер России Виктория Абрамченко.

"Российская сторона выполняет договоренности о поставках российской гречки в Республику Беларусь. За последние полтора месяца российские производители поставили в Республику Беларусь почти четыре тысячи тонн гречневой крупы и тысячу тонн риса", – говорится в сообщении пресс-службы заместителя председателя правительства.

Всего за текущий год поставки российской гречки на белорусский рынок составили 10,27 тысячи тонн. Лидирующие позиции по экспорту гречки занимают Алтайский край, Брянская и Курская области.

"Объемы российского сельхозпроизводства позволяют не только полностью обеспечить внутренние потребности страны, но и удовлетворять запросы на импорт нашей продукции со стороны коллег и партнеров. Выражу глубокую уверенность в том, что мы продолжим оказывать необходимое содействие и помощь братскому народу", – отметила Виктория Абрамченко.

Что происходит с гречкой?

Ранее Александр Лукашенко в ходе рабочей поездки в Бобруйск поручил председателю Могилевского облисполкома контролировать процесс производства гречки, чтобы в перспективе не зависеть от внешних поставок и иметь стратегический запас.

Начальник главного управления внешнеэкономической деятельности Минсельхозпрода Алексей Богданов рассказал, что Беларусь сможет полностью обеспечить себя гречневой крупой, а также часть отправить на экспорт.

Поручение главы государства было связано с перерывом в поставках российской гречки в марте этого года, в результате чего, по словам Богданова, Беларусь недополучила 20% гречневой крупы к уровню прошлого года.

"Объемы поставок из РФ гречневой крупы в марте упали на 70%", – уточнил представитель Минсельхозпрода.

Напомним, что в мае Россия дополнительно согласовала поставки в Беларусь семи тысяч тонн гречневой крупы и двух тысяч тонн риса.

Читайте также:

198
Теги:
крупа, экспорт, Беларусь, Россия

Золотые слитки

Нацбанк за месяц пополнил ЗВР почти на миллиард долларов

0
Основным источником пополнения золотовалютных резервов республики в июне стала продажа еврооблигаций.

МИНСК, 7 июл – Sputnik. Золотовалютные резервы Беларуси за июнь выросли на 916,4 миллиона долларов и почти достигли отметки в 8,8 миллиарда, сообщили во вторник в Национальном банке страны.

Международные резервные активы Беларуси заметно снизились в феврале-марте: за три месяца из "копилки" было потрачено полтора миллиарда долларов. Затем объемы ЗВР стабилизировались.

Как следует из информации Нацбанка, в июне золотовалютные резервы снова заметно пополнились.

За месяц международные резервы выросли на 916,4 миллиона долларов, или на 11,6%. Они достигли отметки в 8,796 миллиарда долларов.

Основной источник пополнения ЗВР – поступление средств от продажи Минфином еврооблигаций. Положительным фактором был и рост цен на монетарное золото.

За июнь правительство и Нацбанк исполнили внешних и внутренних обязательств в валюте на 287 миллионов долларов.

Согласно основным направлениям денежно-кредитной политики, к началу 2021 года золотовалютные резервы Беларуси должны составлять не менее 7,3 миллиардов долларов, то есть республика на данный момент заметно перевыполняет этот план.

В середине июня президент провел совещание по работе банковского сектора, среди вопросов – и обсуждение ЗВР. Как заявлял после мероприятия глава Нацбанка Павел Каллаур, задача по сохранению объемов резервов является вполне реальной.

Читайте также:

0
Теги:
Беларусь, золотовалютные резервы, Национальный банк Беларуси
Ветряная мельница в Германии, архивное фото

В мировой энергетике наступает время хаоса

14
Начавшаяся трансформация мировой энергетики сопровождается острой "межвидовой" и "внутривидовой" борьбой: новые источники энергии конкурируют со старыми, считает колумнист Sputnik Александр Собко.

В свою очередь, производители объявленных "уходящими" (пусть и не сразу, но в перспективе нескольких десятилетий) нефти и газа также активно конкурируют между собой, опасаясь, что через двадцать-тридцать лет их продукция окажется не нужна в таких объемах и останется частично нереализованной. Это особенно хорошо видно в секторе СПГ, когда лишь острый кризис отложил новую волну проектов. И тем не менее компании планируют вернуться к строительству новых заводов даже в условиях возможных рисков перепроизводства.

Как понять, кто же будет успешней в этой конкуренции? В нулевом приближении сначала опустим нерыночные меры поддержки для низкоуглеродных источников энергии. Тогда можно считать, что выиграет тот, кто предложит минимальную цену за свой товар. Минимальная цена же, в свою очередь, определяется себестоимостью. Казалось бы, все просто. На деле же в таких капиталоемких областях, как энергетика, и особенно возобновляемая энергетика, себестоимость добычи/производства энергоносителей или непосредственно электроэнергии кардинально зависит от стоимости инвестированных денег, как уже на простых примерах обсуждалось нами ранее.

Свежий пример: вышла работа, посвященная анализу экономики ветрогенерации в Испании, было обработано большое число проектов. Авторы продемонстрировали и влияние стоимости денег: себестоимость мегаватт-часа вырабатываемой электроэнергии изменялась без малого в три раза, в диапазоне от 46 до 127 долларов, при изменении стоимости финансирования от нуля ("бесплатные деньги" с точки зрения выплаты процентов по кредиту или дохода на вложенный капитал) до 15 процентов. Разброс впечатляет.

Но какой же оказывается стоимость инвестированного капитала в реальности? Понятно, что, во-первых, она зависит от стоимости кредита. И снижение ключевых ставок вплоть до отрицательных по всему миру, что мы наблюдаем сейчас, в той или иной степени будет транслироваться и в ставки по кредитам. Все это оказывает поддержку проектам возобновляемой энергетики как одним из наиболее капиталоемких в энергетике.

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 пример уже не для модельного расчета, а при анализе реальных проектов: при доле заемных средств в 85 процентов себестоимость получается в районе 40-60 евро (за мегаватт-час) и, напротив, приближается к 160 евро в случае, если доля займов всего десять-пятнадцать процентов.

Возникает вопрос: а почему тогда все компании не работают только на заемные средства? Действительно, тенденция такая есть. Если раньше разработка больших нефтегазовых месторождений финансировалась преимущественно из собственных средств компаний, то для новых проектов возобновляемой энергетики характерна большая доля заемного финансирования.

Для классических нефтегазовых проектов также наблюдается рост доли заемных средств вплоть до 70 процентов, иногда меньше. Но почему бы не финансировать полностью за счет кредита, раз это дешевле и выгоднее?

Причины понятны: риски. В случае неудачи участие собственного капитала позволяет во многих случаях по крайней мере расплатиться с кредиторами. С другой стороны, и кредиторы готовы выдавать займы, если вложены и собственные средства компании, этот проект реализующей.

И здесь становится понятно, почему у проектов ВИЭ может быть высокая доля заемных средств и небольшие кредитные ставки. Их риски рассматриваются как минимальные. Во-первых, по крайней мере, так было еще недавно, электроэнергия выкупается по фиксированным тарифам. Во-вторых, так как в перспективе на десятилетия у них, как считается, нет рисков падения спроса в контексте декарбонизации энергетики. Не обязательно события будут развиваться именно так (например, цены на электроэнергию упадут, а гарантированный выкуп встречается все реже), но именно такая логика используется при принятии решений.

Все то же самое относится к нефтегазу, только со знаком минус на фоне опасения энергоперехода и декарбонизации. В связи с вышесказанным компании готовы принимать инвестрешения только при высокой ожидаемой доходности новых нефтегазовых проектов. Это и отражает известные регуляторные риски, и позволяет хотя бы выйти в ноль, если цены окажутся ниже ожидаемых (ведь доходность зависит и от будущей цены, предсказать которую сложно). В результате необходимая для принятия инвестрешения норма доходности для новой морской нефтяной добычи уже превышает 20 процентов, для СПГ — свыше десяти процентов. Для сравнения: для "ветра" и "солнца" — уже менее пяти процентов. А чем больше норма доходности, тем больше и себестоимость при прочих равных условиях.

К чему приводят подобные обстоятельства? В недавнем лояльном к новой энергетике исследовании Carbonomics инвестбанка Goldman Sachs среди прочих делаются следующие выводы.

Во-первых, ожидается резкое смещение инвестиций нефтегазовых ТНК в сферу новой энергетики. Мы уже обсуждали, что, несмотря на многочисленные заявления о приверженности зеленой энергетике и готовности к энергопереходу, по факту нефтегазовые компании тратят всего около трех процентов от своих капвложений на ВИЭ. Но уже в ближайшие годы, в 2020-2021 годах, если верить оценкам Goldman Sachs, эта доля резко возрастет до десяти-пятнадцати процентов.

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 (и, соответственно, высоких цен) 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.

Американские ТНК, ExxonMobil и Chevron решили схитрить и заменить часть своей традиционной добычи по всему миру на сланцевую добычу. Здесь короткий инвестцикл, проще реагировать на возможное падение спроса в будущем. Но при нынешних ценах и это решение выглядит не лучшим образом.

Подытожим. 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 — некоторые банки уже отказываются финансировать уголь. В свою очередь, доходность в любом случае зависит от будущих цен, которые являются только прогнозом. В результате себестоимость оказывается вещью в себе.

Если вдруг у читателя сложилось впечатление, что обсуждаемые выше обстоятельства слабо продвинули его в прогнозах будущего мировой энергетики, так и должно быть. Масса неопределенностей, с которыми сталкивается сейчас энергетический сектор, — это новая норма. А отчасти парадоксальные выводы из описанных финансовых аспектов лишь подчеркивают эту неопределенность.

14
Теги:
газ, нефть, энергетика