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