Александр Дмитренко, FINANCE.UA

Нефть дорожает после падения во вторник на 1,7% в ожидании замедления роста американской экономики.

Цена апрельских фьючерсных контрактов на нефть марки WTI в электронной системе Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) в среду утром выросла на $0,16 и составила $58,09 за баррель. Накануне цена контракта на WTI на апрель упала на $0,98 и достигла $57,93 за баррель, что является минимальным значением месяца.

Замедление темпов роста экономики США может уменьшить спрос на топливо, считают эксперты. 13 марта американские фондовые индексы рухнули по итогам торгов из-за роста числа невыплат по ипотечным кредитам, а также данных о недостаточном росте розничных продаж. Аналитики связывают меньший, чем ожидалось, рост продаж с повышением цен на бензин, спровоцировавшим сокращение потребителями расходов на другие товары.

Между тем цена апрельского фьючерсного контракта на российскую нефть марки Rebco в электронной системе CME Globex (NYMEX) 13 марта поднялась на $0,90 и составила $57,45 за баррель.

На лондонской бирже ICE Futures цена фьючерсов на апрель на нефть Brent закрылась с повышением на $0,16 на отметке $60,90 за баррель.

Цена спотовых контрактов на российскую нефть Urals (c.i.f. порты Средиземноморья) во вторник составила $57,50 за баррель, что на $0,55 выше цены spot в понедельник.

Экспортная нефть из России с поставкой в порты Западной Европы (Urals c.i.f. С.-З. Европа) стоила $58,12 за баррель (+$0,68), Siberian Light (c.i.f. С.-З. Европа) — $59,57 за баррель (+0,32).

Цена на нефть снизилась во вторник на фоне падения американского фондового рынка на опасениях, что проблемы в ипотечной сфере негативно скажутся на темпах роста экономики.

По итогам регулярной сессии на Нью-йоркской товарной бирже 13 марта, апрельский контракт на поставку нефти марки WTI упал на $0,98, или на 1,7%, до $57,93 за баррель. Это самая низкая цена закрытия с 30 января.

Апрельские фьючерсы на поставку нефти марки Brent в ходе торгов на Лондонской межконтинентальной бирже, ICE, выросли на $0,16 или 0,3%, до $60,9 за баррель.

Контракт на поставку топочного мазута в апреле поднялся на $0,079, до $1,6902 за галлон.

Апрельские фьючерсы на бензин выросли в цене на $0,0213 до $1,9318 за галлон.

Апрельский контракт на поставку природного газа упал на $0,02, до $6,892 за миллион британских термических единиц. Это самый низкий уровень с середины января.

Страны, входящие в Организацию стран-экспортеров нефти, ОПЕК, демонстрируют «хорошее исполнение обязательств», связанных с принятыми на двух предыдущих заседаниях решениями о сокращении квот на нефтедобычу на 1,7 млн. баррелей в день. Мировой спрос во II квартале, скорее всего, снизится как раз на 1,7 млн. баррелей в день по сравнению с I кварталом. Такое заявление сделал во вторник глава ОПЕК Мохаммед аль-Хамли.

Аль-Хамли полагает, что в текущий период сохранится тенденция к некоторым колебаниям цен и объемов складских запасов нефти и нефтепродуктов. Тем не менее, по словам главы ОПЕК, эта организация будет предпринимать соответствующие меры в целях сохранения «справедливых» цен как для производителей, так и для потребителей.

Аль-Хамли, занимающий также пост министра нефтяной промышленности Объединенных Арабских Эмиратов, выразил надежду на сокращение спроса на нефть по причине окончания отопительного сезона.

Цена нефтяной «корзины» ОПЕК опустилась до самого низкого уровня за семь дней, но изменилась при этом незначительно. Так, по состоянию на 13 марта цена «корзины» составила $57,25 (-$0,02) за баррель. Второй день показатель сохраняется на самой низкой отметке после 6 марта с.г., когда цена «корзины» соответствовала $57,12 за баррель. Термин «корзина» ОПЕК (OPEC Reference Basket of crudes) был официально введен 1 января 1987г. С середины июня 2005г. цена «корзины2 определяется как средний арифметический показатель физических цен следующих 11 сортов нефти, добываемой странами картеля: Saharan Blend (Алжир), Minas (Индонезия), Iran Heavy (Иран), Basra Light (Ирак), Kuwait Export (Кувейт), Es Sider (Ливия), Bonny Light (Нигерия), Qatar Marine (Катар), Arab Light (Саудовская Аравия), Murban (ОАЭ) и BCF 17 (Венесуэла).

Международное энергетическое агентство (IEA) заявило о сокращении запасов нефти в промышленно развитых странах до десятилетнего минимума из-за холодной погоды в феврале, а также снижения поставок ОПЕК, сообщило агентство Bloomberg.

Всемирный спрос, по оценкам агентства, вырастет в текущем году на 1,8% — до 86 млн баррелей в сутки. Этот прогноз соответствует сделанному ранее, в то же время, IEA снизило оценку спроса в первом квартале и повысило в четвертом. Сокращение добычи ОПЕК дважды с ноября спровоцировало рост цены на нефть выше 60 долл. за баррель. Запасы нефти в странах, входящих в Организацию экономического сотрудничества и развития, сократились за первые два месяца текущего года более чем на 1,26 млн баррелей.

Добыча сырой нефти в странах ОПЕК сократилась в феврале на 130 тыс. баррелей в сутки — до 30,21 млн баррелей в сутки. Исключая Анголу и Ирак, которых не коснулось сокращение производства, добыча сырой нефти в странах ОПЕК снизилась в феврале на 360 тыс. баррелей в день — до 26,77 млн баррелей в день.

Цены на нефть будут оставаться на текущем уровне в ближайшие годы, считает глава бразильской нефтедобывающей компании Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) Серджио Габриелли. По его мнению, в течение ближайших 6 лет цена барреля нефти будет колебаться в коридоре $55-65. «Нет причин ожидать, что в ближайшее время произойдет существенное изменение ценовой конъюнктуры», — заявил С.Габриелли на пресс-конференции в Рио-де-Жанейро. Он также добавил, что Бразилия намерена сократить объемы импорта природного газа из Боливии с нынешнего 50-процентного уровня до 30% к 2011г. Глава государственной нефтедобывающей компании сообщил также о планах Petrobras начать в 2007г. поиски нефтяных месторождений у берегов Португалии, а также о планах строительства регазификационного завода в Уругвае, передает Associated Press.

Проект строительства нефтепровода Бургас-Александруполис оценивается в сумму около €1 млрд. Об этом в ходе совещания Президента РФ Владимира Путина с членами Правительства заявил глава Минпромэнерго Виктор Христенко. В.Христенко сообщил, что подготовка соглашения между правительствами России, Болгарии и Греции по запуску этого проекта «практически завершена». «Надеюсь, что ко времени Вашего визита все будет готово для подписания этого документа», — сказал В.Христенко.

Как сообщалось ранее, визит Президента РФ в Грецию запланирован на 14-15 марта.

Напомним, что в марте Россия, Болгария и Греция утвердили текст трехстороннего соглашения по проекту данного нефтепровода. Согласно достигнутым договоренностям, объем прокачки нефти на первом этапе может составить 35 млн т нефти с последующим увеличением до 50 млн т. Болгария сможет получать за транзит нефти $35 млн. в год. 51% акций в консорциуме по строительству трубопровода будет принадлежать российским компаниям ОАО «НК Роснефть», ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «Газпром нефть», 24,5% акций — болгарской «Проектной компании Бургас-Александруполис» и 24,5% — греческому консорциуму Hellenic Petroleum (Thraki — 23,5% и правительству Греции — 1%).

Глава Минпромэнерго РФ также заявил, что в I полугодии этого года планируется создать международную проектную компанию по реализации проекта. «Надеемся, что в ближайшее же время ей удастся завершить работу над ТЭО проекта и выйти непосредственно уже на подписание соглашения с Болгарией и Грецией по транзиту нефти между этой компанией и, соответственно, Болгарией и Грецией», — добавил В.Христенко.

Проект строительства нефтепровода протяженностью около 280 км и мощностью 35-50 млн т в год был инициирован несколько лет назад рядом российских и греческих компаний. По их оценке, в случае реализации проекта годовой эффект для отрасли за счет разницы в стоимости между транспортировкой по трубопроводу и транспортировкой через проливы может составить около $1 млрд.

В проект входят морские терминалы в Бургасе для разгрузки танкеров грузоподъемностью 150 тыс. т и в Александруполисе (150/300 тыс. т). Предусмотрена технология последовательной перекачки нефти разных сортов.

Маршрут Бургас-Александруполис позволит транспортировать нефть из России, минуя пролив Босфор, и, таким образом, разгрузить эту транспортную артерию.

Турецкая трубопроводная система будет готова к снабжению Европы природным газом из стран Каспия и Ближнего Востока к 2008г. С таким заявлением выступил сегодня министр энергетики страны Мехмет Гюлер. По его словам, начиная с 2008г. любая страна, которая намеревается продавать газ в Европе, сможет поставлять его через турецкую государственную газопроводную сеть.

М.Гюлер также добавил, что основная часть строительства газопровода Nabucco, ведущего из Турции в Австрию в обход России, закончена, а первые поставки — из Турции в Грецию — начнутся в июле текущего года.

Газопровод Nabucco длиной 4 тыс. км обеспечит доставку среднеазиатского и каспийского газа в Европу через Азербайджан, Грузию, Турцию, Болгарию, Венгрию, Румынию и Австрию.

Ввод газопровода в эксплуатацию намечен на 2011г. Стоимость проекта оценивается в €5 млрд. Разработкой Nabucco занимаются австрийская OMV, венгерская MOL, турецкая Botas, болгарская Bulgargaz и румынская Transgaz.

Молдавия построит магистральный газопровод высокого давления с целью присоединения к проекту Nabuссo. Как сообщили вчера в правительстве Молдавии, строительство газопровода Бельцы-Унгены планируется завершить до конца 2008 года.

По словам министра промышленности и инфраструктуры республики Владимира Антосий, Молдавия должна диверсифицировать источники получения углеводородов и заинтересована в международной поддержке ее участия в проекте Nabuссo. Кроме того, строительство газопровода позволит полностью завершить процесс газификации ряда районов республики, сказал министр.

Газопровод Nabuссo длиной 4 тыс. км планируют построить для доставки среднеазиатского и каспийского газа в Европу в обход России — через Азербайджан, Грузию, Турцию, Болгарию, Венгрию, Румынию и Австрию. Стоимость проекта оценивается в €5 млрд. Ввод газопровода в эксплуатацию намечен на 2011 год.

Консорциум MottMcDonald Ltd (Великобритания)/ Kantor Management Consultants/KLC Law Firm (обе — Греция)/ASPI Consulting Engineers (Азербайджан) направил делегацию в Ашхабад. Этот консорциум действует по контракту с Европейской комиссией на реализацию проекта программы INOGATE по обеспечению безопасности газопроводов в регионе Южного Кавказа и Туркмении.

Как сообщает ИА «Финэко» со ссылкой на компанию ASPI, визит завершится 15 марта. В его рамках проясняются возможности Туркмении по организации поставок в Европу газа через Азербайджан.

После договоренностей Туркменистана и России о строительстве нового экспортного газопровода шансы на транскаспийский транзит снизились. В то же время азербайджанский и туркменский газ являются наиболее низкими по себестоимости в регионе. Например, себестоимость добычи газа на морском шельфе России оценивается уже в $84 за 1 тыс. кубометров, — передает Day.Az.

Данный проект оценивается в €1,7 млрд. и его реализация рассчитана на 18 месяцев. Вначале будет подготовлено обоснование транспортировки туркменского природного газа на европейские рынки в обход России через Азербайджан и Грузию.

По контракту Kantor Management Consultants/KLC Law Firm возьмут на себя юридические аспекты проекта, а ASPI Consulting Engineers будет осуществлять координацию между правительствами трех стран, которые подготовят собственные технико-экономические обоснования такого транзита, проведет технический аудит существующих инженерных коммуникаций, при необходимости подготовит институциональные изменения в системе координации поставок.

Из офицальных индонезийских источников, датируемых мартом 2007 г., стало известно, что Индонезия планирует увеличить на 50% от уровня $3,36 за 1 млн британских тепловых единиц (БТЕ) отпускные цены на сжиженный природный газ (СПГ) по 20-летнему контракту с Южной Кореей, по которому она поставляет 1,1 млн т СПГ в год с индонезийского месторождения Танггух (Tangguh). Это, однако, ниже рекордно высокого уровня цен — $11 за 1 млн БТЕ по 20-летнему контракту, заключенному между Korea Gas Co. и Катаром в ноябре 2006 г., и составляет приблизительно половину цены, которую китайская компания China National Offshore Oil Company (CNOOC) будет платить за малазийский СПГ. Рост цен на нефть и нехватка СПГ позволили крупным экспортёрам требовать увеличения цен на СПГ по уже заключённым долгосрочным контрактам. Ранее в 2006 г. Индонезия пересмотрела условия контракта с китайской нефтяной компанией CNOOC, которая является одним из главных импортёров СПГ из Индонезии.

Украина планирует до 2011 года начать добычу природного газа на российских месторождениях.

Об этом сообщил министр топлива и энергетики Юрий Бойко.

«Мы планируем в течение трех лет наладить добычу энергоносителей на российских месторождениях», — сказал он.

Министр добавил, что сейчас украинская сторона продолжает изучать предложения российского газового монополиста компании Газпром.

«Мы определяем наиболее привлекательные объекты. Многое еще стоит обсудить с россиянами: от запасов месторождений и инфраструктуры к корпоративным вопросам и схемам передачи. В настоящий момент мы рассматриваем три варианта сотрудничества относительно разработки российских месторождений», — сообщил Бойко, добавив, что российской стороной были предложены месторождения с общими запасами около 200 млрд. куб. м.

«Все объекты в России, которые мы в настоящее время рассматриваем, имеют развитую инфраструктуру и расположены в непосредственной близости от газопроводов», — отметил министр.

Бойко в очередной раз опроверг возможность передачи в управлении России магистральных газопроводов, а также отметил, что не видит механизмов продажи газораспределительных сетей.

«Относительно газораспределительных сетей — я пока еще не вижу механизмов их продажи. На сегодня мы можем предложить россиянам (в обмен на добычу газа на их территории) сбывать газ на нашем национальном рынке и гарантированное, без скандалов, сотрудничество с Европой», — сказал министр.

Как сообщали «Итоги», Украина и Россия ведут консультации относительно доступа украинских компаний к добыче газа в России.

В частности, украинская сторона изучает газодобывающие активы, предложенные Россией, после чего будут сделаны ответные предложения.

Министр топлива и энергетики Юрий Бойко ранее заявлял, что единственным активом, который Украина может предложить России, являются газораспределительные сети.

Президент Виктор Ющенко подписал закон, принятый Верховной Радой 6 февраля, который запрещает реорганизацию и банкротство предприятий магистрального трубопроводного транспорта.

Атомные электростанции (АЭС) России в январе-феврале 2007г. выработали 26 млрд 969 млн кВт/ч электроэнергии, что на 4% меньше, чем за аналогичный период 2006г., сообщила пресс-служба концерна «Росэнергоатом». Плановые показатели, установленные Федеральной службой по тарифам (ФСТ), перевыполнены на 2,1%. Коэффициент использования установленной мощности на атомных станциях России в январе-феврале 2007г. составил 82%.

Нарушений, классифицируемых по международной шкале ядерных событий (INES) выше нуля, на АЭС России в январе-феврале 2007г. зафиксировано не было. Аналогичный показатель по безопасности отмечен и в 2006г.

В настоящее время на 10 атомных станциях России эксплуатируется 31 энергоблок установленной мощностью 23 ГВт.

Министр топлива и энергетики Юрий Бойко считает необходимым вложение $2-3 млрд. до 2011 года для увеличения добычи урана на 2,2 тыс. до 3 тыс. тонн в год.

«Для того, чтобы увеличить долю добычи урана с 800 тонн до трех тысяч тонн, чтобы обеспечить топливом наши ядерные блоки, необходимо $2-3 млрд. в течение ближайших 5-6 лет».

По мнению Бойко, благодаря созданию концерна «Укратомпром» Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом» может быть заемщиком средств для Восточного горно-обогатительного комбината (Жёлтые Воды, Днепропетровская область) и Новоконстантиновского месторождения (ГП «Дирекция предприятия, строящегося на базе Новоконстантиновского месторождения урановых руд» ) (Кировоградская область).

Создание концерна «Укратомпром» также позволит обеспечить вложение «Энергоатомом» в ВостГОК и Новоконстантиновское месторождение около $200 млн. в год и позволит компании обеспечить себя топливом.

«Другой схемы финансирования урановых месторождений я не вижу. К «Атомпрому» («Укратомпром») еще присоединится Турбоатом — это тоже пойдет на пользу этой компании, поскольку она получит дополнительные средства и гарантированно примет участие в модернизации украинских энергоблоков», — сказал Бойко.

Как сообщали «Итоги», Украина намерена инвестировать в разработку урановых месторождений около 250 млн. гривен до 2008 года.

Капитальные вложения в разработку урановых месторождений госпредприятия «Восточный горно-обаготитетельный комбинат» (ВостГОК) (Жёлтые Воды, Днепропетровская область) в 2007 году запланированы в объеме 150 млн. гривен, в разработку Новоконстантиновского месторождения урановых руд (Кировоградская область)- в размере 100 млн. гривен.

1 марта Кабинет Министров на своем заседании в четверг утвердил устав концерна «Укратомпром».

В состав концерна войдут предприятия, предусмотренные постановлением правительства о создании концерна: «Энергоатом», Государственное предприятие «Восточный горно-обогатительный комбинат» (Жёлтые Воды, Днепропетровская область), ГП «Дирекция предприятия, строящегося на базе Новоконстантиновского месторождения урановых руд» (Кировоградская область), ГП «Смолы» (Днепропетровская область), Украинский научно-исследовательский и проектно-разведывательный институт промышленной технологии (Жёлтые Воды, Днепропетровская область) и ГП «Днепропетровский завод прецизионных труб».

При этом «Энергоатом» будет управлять текущей деятельностью «Укратомпрома» и представлять концерн в отношениях с органами государственной власти, предприятиями и организациями.

В декабре 2006 года Кабмин решил создать «Укратомпром».

Концерн создается с целью создания в Украине цикла производства ядерного топлива. Финансирование программы создания ядерно-топливного цикла осуществляется только за счет «Энергоатома».

В США в 1950-х годах имели значительное количество разрабатываемых урановых месторождений, деятельность которых поддерживалась федеральным финансированием. Максимальный уровень производства урана в стране достигнут в 1980 г. и составил 16,8 тыс.т урана. В то время в эксплуатации находилось около 250 урановых месторождений. К 1984 г. их количество резко упало и составило всего 50, где было получено 5,7 тыс.т урана. Далее количество эксплуатируемых месторождений неуклонно сокращалось, и к 2003 г. основные потребности США в уране удовлетворялись уже за счет импорта. В 2003 г. в США функционировало всего два предприятия, которые с сумме производили около 1 тыс.т урана ежегодно.

Суммарное производство урана в 2006 г., полученного с пяти месторождений, где добыча осуществлялась методом скважинного подземного выщелачивания (СПВ), и с гидрометаллургической фабрики Уайт Меса составило 1586 т урана (1873 т U3O8).

Канадская компания Cameco, которая занимается отработкой месторождения Смит-Ранч Хайлэнд (Smith Ranch-Highland) в штате Вайоминг и Кроу Батт (Crow Butte) в Небраске методом СПВ получила в 2006 г. 927 т и 331 т U3O8 соответственно. Суммарные подтвержденные запасы этих месторождений оцениваются в 15 тыс.т U3O8.

Компания Uranium Resources Inc (США) в 2004 г. начала добычу урана на месторождении Васкес (Vasquez) с ежегодным производством урана в 360 т U3O8, а в 2006 г. была начата добыча на месторождении Кингсвилл-Дом (Kingsville Dome). Оба месторождения находятся в южном Техасе и отрабатываются методом скважинного подземного выщелачивания. Аналогичным способом отрабатывается еще одно месторождение в южном Техасе — Алта-Мейса, принадлежащее американской компании Mestena Uranium.

Отработка месторождений США традиционным горным сособом возобновится через несколько лет, хотя в 2005 г. компания Cotter Corp. произвела 45 т U3O8 на своей фабрике Каньон-Сити-Милл (Canon City mill), имеющей производительность в 400 т/г. Компания International Uranium Corp (IUC) предполагает в 2008 г. произвести около 1550 т U3O8 (1300 т урана) на принадлежащей ей фабрике Уайт Меса, расположенной на юго-востоке штата Юта и способной перерабатывать до 2 тыс.т руды в день. Компания начинает эксплуатацию своих месторождений в песчаниках в Ураванском минеральном поясе, содержащих 2,5 тыс.т U3O8 (1,3 тыс.т урана) вмете с попутным ванадием. Далее компания планирует начать производство на месторождениях Генри-Маунтинс (Henry Mountains) и Буллфрог (Bullfrog) в штате Юта, которые имеют запасы 10,9 тыс.т U3O8 (9,25 тыс.т урана). Компания собирается затратить $13 млн. на реконструкцию фабрики, $10 млн. — на расконсервацию и востановление горных выработок и затем $35 млн. на подготовку к эксплуатации месторождения Буллфрог, которая начнется в середине 2008 г. В 2007 г. также возможно восстановление производства на принадлежащих компании месторождениях района Аризона-Стрип (Arizona Strip).

Канадская компания в середине 2006 г. обеспечила себе право покупки у компании Рио-Тинто (Rio Tinto) перерабатывающей фабрики Суитуотер (Sweetwater) с прилегающим к ней урановым проявлением за 110 млн дол. Фабрика расположена на юге центральной части штата Вайоминг и способна перерабатывать 3 тыс.т руды в день. Она также приобрела у компании US Energy за $50 млн. фабрику Шутаринг Каньон (Shootaring Canyon) на юго-востоке штата Юта и участки с урановой минерализации в четырех смежных штатах. Производственная мощность фабрики — 1 тыс.т руды в день. В обоих случаях SXR Uranium One обязалась выплачивать роялти. Однако в 2007 г. Рио-Тинто аннулировала продажу своей фабрики.

Energy Metals Corp реконструирует маленькую перерабатывающую фабрику Хобсон (Hobson) в Техасе, которая закрыта с 1991 г. Она производила около 150 т/год U3O8, но начиная с 2008 г., ее мощность составит 450 т/год.

Германская энергетическая компания RWE начала разработку нового типа электростанции. Ее пока условно именуют «комбинированная электростанция с интегрированной системой газификации угля» (IGCC). ENCAP — исследовательский проект, бюджет которого составляет €22,171 млн, начался в марте 2004 г. и рассчитан на пять лет. Он осуществляется при поддержке Европейской комиссии в рамках Шестой рамочной программы по развитию науки и технологий. Цель проекта — разработать новые технологии, с помощью которых можно достичь 90%-ного уровня улавливания (каптажа) двуокиси углерода при сжигании топлива и снизить расходы на каптаж на 50%. Как известно, проблема изменения климата, которую ряд ученых связывают с активизацией поступления в атмосферу земли двуокиси углерода, обусловлена в основном производственной деятельностью человека. Значительный вклад в этот процесс вносят электростанции на ископаемых видах топлива. Известно, что на энергетику приходится значительная доля выбросов всеми промышленными предприятиями мира — около 300 млн т в год. Подобное обстоятельство побудило немецких конструкторов принимать меры по изменению конструкции действующих тепловых электростанций, чтобы уменьшить такие вредные выбросы. Электростанция с системой «отмывки угля» (Clean-Coal-Kraftwerk) предусматривает три основных новшества. Это прежде всего комбинация газификации угля с отделением двуокиси углерода и последующей выработкой электроэнергии при помощи газовой или паровой турбины с использованием оставшегося после удаления СО2 водорода. Отделенная из продуктов горения угля двуокись углерода затем сохраняется в специальных хранилищах, создаваемых в горных породах. Конструкция подобных хранилищ специально разрабатывается учеными RWE. Таким образом, покидающие электростанцию выбросы полностью свободны от двуокиси углерода.

Каждое из запланированных новшеств требует дополнительных исследований. Например, конструкторам приходится создавать новый тип газовой турбины, которая может работать на газе, обогащенном водородом. Важным элементом всего процесса является экономичное производство кислорода, который используется при газификации угля. И здесь немцам приходится разрабатывать собственную технологию, в основе которой применение керамических высокотемпературных мембран.

Надо сказать, что подобные комбинированные тепловые электростанции с интегрированной газификацией угля уже пытались разрабатывать в начале 90-х годов прошлого века. Но тогда вопрос глобального потепления не стоял так остро, как сейчас, и во внимание принимались в первую очередь такие факторы, как снижение стоимости производства кВт-ч. Сейчас ситуация изменилась, и введение торговли квотами на выбросы побудило энергетиков радикально пересмотреть свой подход к строительству комбинированных ТЭС и ГРЭС. RWE планирует построить подобную станцию мощностью в 450 МВт к 2014 г. Общий объем инвестиций в ее создание, по всей вероятности, превысит €1 млрд.

При написании материала использовались ресурсы: bloomberg.com, gazeta.ru, rbc.ru, rian.ru , interfax.ru , k2kapital.com.

Нефтепродукты на eOil.ru