История по четвергам: советские энергостратегии
На прошлой неделе новый министр энергетики Сергей Цивилев заявил о желании разработать Стратегию до 2100 г., включив в неё «лучшие практики, наработанные в Кузбассе». Это амбициозная задача, ведь Минэнерго уже третий год пытается подготовить апдейт Энергостратегии до 2035 г. Утвержденный в середине 2020 г. документ устарел до официальной публикации из-за неучета влияния пандемии коронавируса на энергетический сектор. С началом СВО и введением США и странами ЕС антироссийских санкций эта Стратегия окончательно ушла в историю.
Как разрабатывали программные документы в СССР? Обычно в качестве советского опыта вспоминают план ГОЭЛРО, разработка которого началась ещё до революции, а реализовывали – царские инженеры и ученые. Этот план был детально проработан, а подробные планы – по вводу мощностей, схемам топливообеспечения и т.д. – были доступны публично. В 1960-80-х гг. в СССР регулярно разрабатывались среднесрочные программы развития ТЭК (в рамках 5-летних планов) и более долгосрочные прогнозы. В 1984 г. ЦК КПСС принял Основные положения государственной энергетической программы (ГЭП) СССР, ставшей прообразом современных энергостратегий. ГЭП содержала индикативы по основным показателям ТЭК, но основное внимание уделялось качественным показателям: увеличению скорости бурения скважин и строительству новых установок на НПЗ. Такой выбор оказался правильным - план по добыче все равно оказался не выполнен.
А строить прогнозы по качественным показателям легче и приятнее. Тем более до 2100 г.
#Энергостратегия #ThrowbackThursday
На прошлой неделе новый министр энергетики Сергей Цивилев заявил о желании разработать Стратегию до 2100 г., включив в неё «лучшие практики, наработанные в Кузбассе». Это амбициозная задача, ведь Минэнерго уже третий год пытается подготовить апдейт Энергостратегии до 2035 г. Утвержденный в середине 2020 г. документ устарел до официальной публикации из-за неучета влияния пандемии коронавируса на энергетический сектор. С началом СВО и введением США и странами ЕС антироссийских санкций эта Стратегия окончательно ушла в историю.
Как разрабатывали программные документы в СССР? Обычно в качестве советского опыта вспоминают план ГОЭЛРО, разработка которого началась ещё до революции, а реализовывали – царские инженеры и ученые. Этот план был детально проработан, а подробные планы – по вводу мощностей, схемам топливообеспечения и т.д. – были доступны публично. В 1960-80-х гг. в СССР регулярно разрабатывались среднесрочные программы развития ТЭК (в рамках 5-летних планов) и более долгосрочные прогнозы. В 1984 г. ЦК КПСС принял Основные положения государственной энергетической программы (ГЭП) СССР, ставшей прообразом современных энергостратегий. ГЭП содержала индикативы по основным показателям ТЭК, но основное внимание уделялось качественным показателям: увеличению скорости бурения скважин и строительству новых установок на НПЗ. Такой выбор оказался правильным - план по добыче все равно оказался не выполнен.
А строить прогнозы по качественным показателям легче и приятнее. Тем более до 2100 г.
#Энергостратегия #ThrowbackThursday
7 трлн руб. скрытых субсидий газовикам: о пользе сравнительного подхода-1
Кирилл Родионов оценивает "скрытые субсидии" российскому газовому сектору в 7,5 трлн руб. в год. В основе логики - сравнение удельной (на баррель нефтяного эквивалента, бнэ) налоговой нагрузки для нефтяной и газовой отрасли. В 2022 г., по расчетам Кирилла, "удельная ставка по специализированным налогам для нефтяной отрасли в 2022 г. составила 2,96 руб. с каждого барреля н.э., тогда как для газовой – 0,94 руб.".
У такого подхода есть несколько проблем - технических и содержательных. Технически - при расчете налоговой нагрузки необходимо учитывать не только уплаченные налоги, но и полученные вычеты. Тем более, что и вычет по акцизу на нефтяное сырье, и демпфер, и инвестиционная надбавка (Кинв) де-факто являются механизмами перераспределения ренты, а не "субсидиями". При учете налоговых вычетов картина несколько измениться.
#Газпром #Комментарий #НДПИ #КириллРодионов
Кирилл Родионов оценивает "скрытые субсидии" российскому газовому сектору в 7,5 трлн руб. в год. В основе логики - сравнение удельной (на баррель нефтяного эквивалента, бнэ) налоговой нагрузки для нефтяной и газовой отрасли. В 2022 г., по расчетам Кирилла, "удельная ставка по специализированным налогам для нефтяной отрасли в 2022 г. составила 2,96 руб. с каждого барреля н.э., тогда как для газовой – 0,94 руб.".
У такого подхода есть несколько проблем - технических и содержательных. Технически - при расчете налоговой нагрузки необходимо учитывать не только уплаченные налоги, но и полученные вычеты. Тем более, что и вычет по акцизу на нефтяное сырье, и демпфер, и инвестиционная надбавка (Кинв) де-факто являются механизмами перераспределения ренты, а не "субсидиями". При учете налоговых вычетов картина несколько измениться.
#Газпром #Комментарий #НДПИ #КириллРодионов
7 трлн руб. скрытых субсидий газовикам: о пользе сравнительного подхода-2
Содержательная проблема - в том, что нет смысла сравнивать налоговую нагрузку в разных секторах в отрыве от цен, регулирования и т.д. С таким же успехом можно, например, сопоставлять налоговую нагрузку (на т) в черной и цветной металлургии, или же в добыче калийной соли и соли обычной (сходство есть, как минимум, в буквах). Рассчитанные Кириллом Родионовым "косвенные субсидии" в 7,49 трлн руб. в 4,9 раза выше суммарной прибыли "Газпрома" (1,17 трлн руб.) и "Новатэка" (0,37 трлн руб.) от газового бизнеса (включая экспорт), и на 1,5 трлн руб. выше выручки этих компаний (это больше выручки газового бизнеса "Роснефти" и других компаний - помимо "Газпрома" и "Новатэка") от продажи газа за вычетом налогов. Т.е. "косвенные субсидии" больше не просто прибыли, но и выручки.
Последняя, но не по значению проблема с расчетом - это невнимание к деталям. Налоговая нагрузка в нефтяной отрасли оценена в 2,96 (!) руб./бнэ. При таких налогах российские нефтяники могли бы платить в разы больше дивидендов.
Можно ли ошибиться на три порядка? Да, но повторение ошибки несколько раз подряд свидетельствует как минимум о невнимательности, а как максимум - о непонимании величин, которыми приходится оперировать. Стоит ли вступать с таким багажом в дискуссию?
* - выручка от продажи газа за вычетом налогов (исключая налог на прибыль), экспортной таможенной пошлины и акциза на природный газ.
#Газпром #Комментарий #НДПИ #КириллРодионов
Содержательная проблема - в том, что нет смысла сравнивать налоговую нагрузку в разных секторах в отрыве от цен, регулирования и т.д. С таким же успехом можно, например, сопоставлять налоговую нагрузку (на т) в черной и цветной металлургии, или же в добыче калийной соли и соли обычной (сходство есть, как минимум, в буквах). Рассчитанные Кириллом Родионовым "косвенные субсидии" в 7,49 трлн руб. в 4,9 раза выше суммарной прибыли "Газпрома" (1,17 трлн руб.) и "Новатэка" (0,37 трлн руб.) от газового бизнеса (включая экспорт), и на 1,5 трлн руб. выше выручки этих компаний (это больше выручки газового бизнеса "Роснефти" и других компаний - помимо "Газпрома" и "Новатэка") от продажи газа за вычетом налогов. Т.е. "косвенные субсидии" больше не просто прибыли, но и выручки.
Последняя, но не по значению проблема с расчетом - это невнимание к деталям. Налоговая нагрузка в нефтяной отрасли оценена в 2,96 (!) руб./бнэ. При таких налогах российские нефтяники могли бы платить в разы больше дивидендов.
Можно ли ошибиться на три порядка? Да, но повторение ошибки несколько раз подряд свидетельствует как минимум о невнимательности, а как максимум - о непонимании величин, которыми приходится оперировать. Стоит ли вступать с таким багажом в дискуссию?
* - выручка от продажи газа за вычетом налогов (исключая налог на прибыль), экспортной таможенной пошлины и акциза на природный газ.
#Газпром #Комментарий #НДПИ #КириллРодионов
Иран: конец эры множественных курсов?
За последние два года иранские граждане и туристы привыкли к тому, что официальный курс риала слабо связан с реалиями валютного рынка, оставаясь в несколько раз ниже котировок в обменных пунктах и у уличных менял.
Официальный курс доллара к риалу был зафиксирован иранским ЦБ на уровне 42 тыс. риалов/долл. 7 августа 2018 г. Потребовалось долгих шесть лет для того, чтобы ЦБ поменял цифры на табло - 31 мая 2024 г. официальный курс был девальвирован в 8,8 раза, до 370 тыс. риалов/долл. Котировки ЦБ пока остаются в 1,6 раза ниже курса черного рынка, но дифференциал сжался и, возможно, ЦБ продолжит плавную девальвацию для перехода к единому курсу. Во всяком случае, и 1 июня курс риала продолжил ослабляться, сближаясь с рыночными индикаторами.
Стало ли изменение валютной политики следствием недавних изменений в руководстве страны или это решение было принято давно? О необходимости отказа от заниженного фиксированного официального курса иранские власти и политики говорили все эти годы. Но ситуация не менялась. Возможно сейчас Моххамад Ракбар все же решился на экономические реформы. Времени немного - до выборов нового президента осталось 4 недели, а новый президент, как это не раз было в иранской истории, может взять паузу на несколько месяцев для выработки экономической программы, в итоге предложив вместо перехода к единому курсу ещё один льготный механизм продажи валюты отдельным импортерам.
Валютная революция в Иране пока прошла незаметно для мировых рынков - BBG до сих пор котирует доллар исходя из 43 тыс. риалов. Курса, который а прошлый четверг уже стал историей.
#Иран #ОбменныйКурс #Реформы
За последние два года иранские граждане и туристы привыкли к тому, что официальный курс риала слабо связан с реалиями валютного рынка, оставаясь в несколько раз ниже котировок в обменных пунктах и у уличных менял.
Официальный курс доллара к риалу был зафиксирован иранским ЦБ на уровне 42 тыс. риалов/долл. 7 августа 2018 г. Потребовалось долгих шесть лет для того, чтобы ЦБ поменял цифры на табло - 31 мая 2024 г. официальный курс был девальвирован в 8,8 раза, до 370 тыс. риалов/долл. Котировки ЦБ пока остаются в 1,6 раза ниже курса черного рынка, но дифференциал сжался и, возможно, ЦБ продолжит плавную девальвацию для перехода к единому курсу. Во всяком случае, и 1 июня курс риала продолжил ослабляться, сближаясь с рыночными индикаторами.
Стало ли изменение валютной политики следствием недавних изменений в руководстве страны или это решение было принято давно? О необходимости отказа от заниженного фиксированного официального курса иранские власти и политики говорили все эти годы. Но ситуация не менялась. Возможно сейчас Моххамад Ракбар все же решился на экономические реформы. Времени немного - до выборов нового президента осталось 4 недели, а новый президент, как это не раз было в иранской истории, может взять паузу на несколько месяцев для выработки экономической программы, в итоге предложив вместо перехода к единому курсу ещё один льготный механизм продажи валюты отдельным импортерам.
Валютная революция в Иране пока прошла незаметно для мировых рынков - BBG до сих пор котирует доллар исходя из 43 тыс. риалов. Курса, который а прошлый четверг уже стал историей.
#Иран #ОбменныйКурс #Реформы
Последняя женщина-губернатор
30 мая Наталья Комарова, глава Ханты-Мансийского АО, ушла в отставку. Теперь в России нет ни одной женщины на этом посту. Должность губернатора остается одной из самых «мужских» – за новейшую историю России лишь 6 женщин занимали этот пост. Наиболее известной женщиной на посту главы региона была, вероятно, Валентина Матвиенко. Но Наталья Комарова возглавляла самый важный для российского бюджета регион – ХМАО, – где добывается почти половина всей российской нефти.
В 2010 г., когда Комарова получила назначение в регион, добыча уже начала падать с достигнутого в 2007 г. постсоветского пика в 278 млн т. С тех пор ситуация не изменилась – добыча постоянно снижалась за исключением краткосрочной стабилизации в 2018-19 гг.
Помимо геологии на динамику добычи давила жесткая налоговая система, но возможностей для маневра у Натальи Комаровой было намного меньше, чем у её предшественника, легендарного Александра Филиппенко: в 2000-е гг. регулирование нефтяной отрасли почти полностью перешло на федеральный уровень и, хотя власти ХМАО пытались продвигать системные льготы для отрасли, большинство предложений отклонялось в Москве.
Власти ХМАО ожидают, что в 2024 г. добыча нефти в округе вырастет до 222 млн т (+ 6 млн т), но из-за добровольных обязательств по сокращению добычи, взятых Россией в этом году, этот прогноз выглядит оптимистичным. А вот ожидания сокращения в 2025-26 гг. на 1-2 млн т г/г вполне реальны. Преемник Натальи Комаровой получает непростое хозяйство, но, как показывает опыт Татарии и Башкирии, старые месторождения могут получить вторую жизнь, а добыча начать расти даже после трех десятилетий спада.
#ДобычаНефти #ХМАО #Отставки
30 мая Наталья Комарова, глава Ханты-Мансийского АО, ушла в отставку. Теперь в России нет ни одной женщины на этом посту. Должность губернатора остается одной из самых «мужских» – за новейшую историю России лишь 6 женщин занимали этот пост. Наиболее известной женщиной на посту главы региона была, вероятно, Валентина Матвиенко. Но Наталья Комарова возглавляла самый важный для российского бюджета регион – ХМАО, – где добывается почти половина всей российской нефти.
В 2010 г., когда Комарова получила назначение в регион, добыча уже начала падать с достигнутого в 2007 г. постсоветского пика в 278 млн т. С тех пор ситуация не изменилась – добыча постоянно снижалась за исключением краткосрочной стабилизации в 2018-19 гг.
Помимо геологии на динамику добычи давила жесткая налоговая система, но возможностей для маневра у Натальи Комаровой было намного меньше, чем у её предшественника, легендарного Александра Филиппенко: в 2000-е гг. регулирование нефтяной отрасли почти полностью перешло на федеральный уровень и, хотя власти ХМАО пытались продвигать системные льготы для отрасли, большинство предложений отклонялось в Москве.
Власти ХМАО ожидают, что в 2024 г. добыча нефти в округе вырастет до 222 млн т (+ 6 млн т), но из-за добровольных обязательств по сокращению добычи, взятых Россией в этом году, этот прогноз выглядит оптимистичным. А вот ожидания сокращения в 2025-26 гг. на 1-2 млн т г/г вполне реальны. Преемник Натальи Комаровой получает непростое хозяйство, но, как показывает опыт Татарии и Башкирии, старые месторождения могут получить вторую жизнь, а добыча начать расти даже после трех десятилетий спада.
#ДобычаНефти #ХМАО #Отставки
Германия может отменить спецнадбавку к плате за транзит
Euractiv сообщает, что власти Германии согласились с требованиями соседей отменить надбавку к плате за транзит газа по территории страны в €1,9/МВтч, увеличивающей стоимость импорта для стран, получающих газ транзитом через ФРГ, на 6-7%. Сбор будет обнулен с 1 января 2025 г., но до этого, с 1 июля 2024 г. ставка вырастет до €2,5/МВтч - немецким компаниям нужно покрыть убытки от покупки газа по высоким ценам в 2022 г.
Отмена надбавки с 2025 г. особенно важна для Австрии, Чехии, Венгрии, которые в условиях возможной остановки украинского транзита ищут альтернативные маршруты поставок, в т.ч. и через Германию. Правда, в этом случае немецким энергокомпаниям придется искать другой источник для покрытия убытков от хаотичной скупки в 2022 г. газа по сверх высоким ценам.
#Газ #ЕС #ТранзитГаза
Euractiv сообщает, что власти Германии согласились с требованиями соседей отменить надбавку к плате за транзит газа по территории страны в €1,9/МВтч, увеличивающей стоимость импорта для стран, получающих газ транзитом через ФРГ, на 6-7%. Сбор будет обнулен с 1 января 2025 г., но до этого, с 1 июля 2024 г. ставка вырастет до €2,5/МВтч - немецким компаниям нужно покрыть убытки от покупки газа по высоким ценам в 2022 г.
Отмена надбавки с 2025 г. особенно важна для Австрии, Чехии, Венгрии, которые в условиях возможной остановки украинского транзита ищут альтернативные маршруты поставок, в т.ч. и через Германию. Правда, в этом случае немецким энергокомпаниям придется искать другой источник для покрытия убытков от хаотичной скупки в 2022 г. газа по сверх высоким ценам.
#Газ #ЕС #ТранзитГаза
Закрытие статистики в нефтегазе: что осталось?
На протяжении многих лет ЦДУ по окончании отчетного месяца публиковало традиционный пресс-релиз, сообщая о динамике добычи нефти и природного газа, переработке нефти. Последнее сообщение было опубликовано в феврале 2022 г., затем началась эра «большого закрытия» статистики в российском нефтегазе.
Первые заморозки случились еще в 2014 г. и не по решению Правительства, а инициативе одной большой госкомпании – вот уже 10 лет ЦДУ не публикует данные о добыче газа «Газпромом» и общем балансе природного газа по России, включая информацию о поставках потребителям, экспорте и запасах в ПХГ. И, хотя эти данные продолжали (и отчасти – продолжают) публиковать вторичные источники (агентства, обрабатывающие статистику ЦДУ), ЦДУ за эти годы не предпринял ни одной попытки вернутся к прежним стандартам раскрытия данных.
В 2022-23 гг. наступил черед властей – были закрыты данные по добыче и экспорту нефти. В 2024 г. новая волна накрыла нефтепереработку – с мая ЦДУ прекратил публиковать данные по переработке нефти, производству и отгрузке нефтепродуктов. Минэнерго сообщило, что к этой инициативе присоединится и Росстат, но «исключительно по бензину, это не затронет данные по дизельному топливу». Это уже не так – недельные пресс-релизы Росстата «Об объеме производства нефтепродуктов и потребительских ценах на них» поменяли название (и содержание) на «О потребительских ценах на нефтепродукты».
Сейчас по уровню открытости российская статистика по нефтегазу уступает не только большинству стран СНГ (за исключением, пожалуй, Белоруссии и Туркмении), но и Ирану, который продолжает публиковать данные по нефтепереработке и внутреннему рынку топлив. Как результат, аналитика по российскому нефтегазу все больше похожа на позднюю советологию с отслеживанием официальных заявлений, расчетом «по пропорции» и т.д., запутывая не «недружественные страны», а российских участников рынка. «Закрытие данных» может привести к снижению качества доступных данных. Среди примеров – глубина переработки на НПЗ, простой показатель, который ЦСУ прекратил рассчитывать на несколько лет в начале 1980-х гг., и который потом ретроспективно не досчитал. А зачем?
#Нефтегаз #Статистика #ДобычаНефти
На протяжении многих лет ЦДУ по окончании отчетного месяца публиковало традиционный пресс-релиз, сообщая о динамике добычи нефти и природного газа, переработке нефти. Последнее сообщение было опубликовано в феврале 2022 г., затем началась эра «большого закрытия» статистики в российском нефтегазе.
Первые заморозки случились еще в 2014 г. и не по решению Правительства, а инициативе одной большой госкомпании – вот уже 10 лет ЦДУ не публикует данные о добыче газа «Газпромом» и общем балансе природного газа по России, включая информацию о поставках потребителям, экспорте и запасах в ПХГ. И, хотя эти данные продолжали (и отчасти – продолжают) публиковать вторичные источники (агентства, обрабатывающие статистику ЦДУ), ЦДУ за эти годы не предпринял ни одной попытки вернутся к прежним стандартам раскрытия данных.
В 2022-23 гг. наступил черед властей – были закрыты данные по добыче и экспорту нефти. В 2024 г. новая волна накрыла нефтепереработку – с мая ЦДУ прекратил публиковать данные по переработке нефти, производству и отгрузке нефтепродуктов. Минэнерго сообщило, что к этой инициативе присоединится и Росстат, но «исключительно по бензину, это не затронет данные по дизельному топливу». Это уже не так – недельные пресс-релизы Росстата «Об объеме производства нефтепродуктов и потребительских ценах на них» поменяли название (и содержание) на «О потребительских ценах на нефтепродукты».
Сейчас по уровню открытости российская статистика по нефтегазу уступает не только большинству стран СНГ (за исключением, пожалуй, Белоруссии и Туркмении), но и Ирану, который продолжает публиковать данные по нефтепереработке и внутреннему рынку топлив. Как результат, аналитика по российскому нефтегазу все больше похожа на позднюю советологию с отслеживанием официальных заявлений, расчетом «по пропорции» и т.д., запутывая не «недружественные страны», а российских участников рынка. «Закрытие данных» может привести к снижению качества доступных данных. Среди примеров – глубина переработки на НПЗ, простой показатель, который ЦСУ прекратил рассчитывать на несколько лет в начале 1980-х гг., и который потом ретроспективно не досчитал. А зачем?
#Нефтегаз #Статистика #ДобычаНефти
Узбекистан может начать импорт электроэнергии из России
Александра Панина, член правления «ИнтерРАО», курирующая в компании направление трейдинга, сообщила, что российская электроэнергия «потребуется к осени» в Узбекистане. Компания активно ищет новые направления для работы после потери в 2022 г. экспортных рынков в ЕС, что снизило выручку от поставок электроэнергии за рубеж в 2023 г. на 76% г/г.
Узбекистан – привлекательное направление, «Газпром» начал поставки газа в страну в октябре 2023 г. и уже заработал 145 млн долл. (не выручки, EBITDA). Но запустить поставки электроэнергии из России в Среднюю Азию будет не просто. С советских времен Киргизия, Туркмения, Узбекистан, Таджикистан и юг Казахстана были объединены в ОЭС Средней Азии, работавшую (де-факто) автономно от ЕЭС СССР, без перетока электроэнергии с севера Казахстана и из России. Кризис неплатежей и несогласованный отбор электроэнергии привели к развалу единой системы управления ОЭС в конце 2000-х гг., заставив каждую из стран региона полагаться только на собственные ресурсы.
В 2004-18 гг. Казахстан реализован проект по строительству ВЛ-500 кВ «Север-Юг», обеспечив возможность транзита до 2,1 ГВт мощности из центральных и южных регионов страны на юг. Но уже в 2023-24 гг. Казахстан столкнулся с проблемами – спрос в Алмате и Шымкенте быстро растет (особенно в пик нагрузки зимой) и необходимо строительство новых ЛЭП. Пока, правда, KEGOC лишь прорабатывает ТЭО для линии постоянного тока 500 кВ.
Поэтому начать экспорт электроэнергии в Узбекистан для «ИнтерРАО» даже по схеме свопа с Казахстаном может быть сложной задачей: зимой в сечении просто нет места. Но – если бы не техника – какой может быть экономика поставок? В 2023 г. Узбекистан импортировал 4 млрд кВтч, 75% – из Туркмении, поставки из Киргизии и Таджикистана осуществляются на сезонной основе в период высокой водности рек. Средняя стоимость электроэнергии из Туркмении в 2023 г. составляла 30 долл./МВтч, с февраля 2024 г. цены выросли до 34 долл./МВтч. Это на треть ниже расценок «ИнтерРАО» для Китая и вдвое ниже индикативных цен в ЕС.
Для замещения европейских рынков продавать придется много.
#Узбекистан #ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии
Александра Панина, член правления «ИнтерРАО», курирующая в компании направление трейдинга, сообщила, что российская электроэнергия «потребуется к осени» в Узбекистане. Компания активно ищет новые направления для работы после потери в 2022 г. экспортных рынков в ЕС, что снизило выручку от поставок электроэнергии за рубеж в 2023 г. на 76% г/г.
Узбекистан – привлекательное направление, «Газпром» начал поставки газа в страну в октябре 2023 г. и уже заработал 145 млн долл. (не выручки, EBITDA). Но запустить поставки электроэнергии из России в Среднюю Азию будет не просто. С советских времен Киргизия, Туркмения, Узбекистан, Таджикистан и юг Казахстана были объединены в ОЭС Средней Азии, работавшую (де-факто) автономно от ЕЭС СССР, без перетока электроэнергии с севера Казахстана и из России. Кризис неплатежей и несогласованный отбор электроэнергии привели к развалу единой системы управления ОЭС в конце 2000-х гг., заставив каждую из стран региона полагаться только на собственные ресурсы.
В 2004-18 гг. Казахстан реализован проект по строительству ВЛ-500 кВ «Север-Юг», обеспечив возможность транзита до 2,1 ГВт мощности из центральных и южных регионов страны на юг. Но уже в 2023-24 гг. Казахстан столкнулся с проблемами – спрос в Алмате и Шымкенте быстро растет (особенно в пик нагрузки зимой) и необходимо строительство новых ЛЭП. Пока, правда, KEGOC лишь прорабатывает ТЭО для линии постоянного тока 500 кВ.
Поэтому начать экспорт электроэнергии в Узбекистан для «ИнтерРАО» даже по схеме свопа с Казахстаном может быть сложной задачей: зимой в сечении просто нет места. Но – если бы не техника – какой может быть экономика поставок? В 2023 г. Узбекистан импортировал 4 млрд кВтч, 75% – из Туркмении, поставки из Киргизии и Таджикистана осуществляются на сезонной основе в период высокой водности рек. Средняя стоимость электроэнергии из Туркмении в 2023 г. составляла 30 долл./МВтч, с февраля 2024 г. цены выросли до 34 долл./МВтч. Это на треть ниже расценок «ИнтерРАО» для Китая и вдвое ниже индикативных цен в ЕС.
Для замещения европейских рынков продавать придется много.
#Узбекистан #ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии
«ИнтерРАО»: после потери рынков ЕС
При разговоре о потере европейских рынков и драматическом снижении экспорта и эксперты, и простые граждане обычно вспоминают «Газпром». Но есть и другие крупные российские компании, для которых сокращение поставок в страны ЕС стало серьезным шоком. Среди них – «ИнтерРАО». В 2021 г. экспорт электроэнергии «ИнтерРАО» оказался на максимальном за десятилетие уровне в 21,8 млрд кВтч. В 2022 г. поставки обвалились более чем на 40%, в 2023 г. спад продолжился – экспорт снизился до минимальных за постсоветскую историю 5,7 млрд кВтч (сказался эффект высокой базы 1П2022).
До 2022 г. ЕС был крупнейшим и наиболее маржинальным рынком для «ИнтерРАО». Даже в 2022 г. компания заработала на поставках Финляндию, Латвию и Литву 6,1 млрд кВтч свыше 670 млн долл (EBITDA составила 432 млн долл.). После прекращения поставок российской электроэнергии в мае-июне 2022 г., «ИнтерРАО» говорило о «повороте на восток», но пока его результаты оказались скромными. Сказываются дефицит электросетевой инфраструктуры и высокие – для азиатских покупателей – цены.
В 2023 г. заметно выросли продажи электроэнергии лишь в Монголии, тогда как КНР, крупнейший импортер российской электроэнергии, сократил покупки на 28% г/г, откатившись на уровни 2021 г. Китай сокращает закупки на фоне роста выработки на угольных ТЭС на Северо-Востоке страны и преодоления последствий «угольного» кризиса 2021-начала 2022 гг.
Выход на рынки Центральной Азии – в Узбекистан, Киргизию и потенциально Таджикистан, может заметно увеличить выручку «ИнтерРАО» от трейдинга. Проблема, как и в случае с Китаем, в необходимости строительства новых ЛЭП и ведения долгих и изматывающих переговоров по цене поставок.
#ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии #ЕС
При разговоре о потере европейских рынков и драматическом снижении экспорта и эксперты, и простые граждане обычно вспоминают «Газпром». Но есть и другие крупные российские компании, для которых сокращение поставок в страны ЕС стало серьезным шоком. Среди них – «ИнтерРАО». В 2021 г. экспорт электроэнергии «ИнтерРАО» оказался на максимальном за десятилетие уровне в 21,8 млрд кВтч. В 2022 г. поставки обвалились более чем на 40%, в 2023 г. спад продолжился – экспорт снизился до минимальных за постсоветскую историю 5,7 млрд кВтч (сказался эффект высокой базы 1П2022).
До 2022 г. ЕС был крупнейшим и наиболее маржинальным рынком для «ИнтерРАО». Даже в 2022 г. компания заработала на поставках Финляндию, Латвию и Литву 6,1 млрд кВтч свыше 670 млн долл (EBITDA составила 432 млн долл.). После прекращения поставок российской электроэнергии в мае-июне 2022 г., «ИнтерРАО» говорило о «повороте на восток», но пока его результаты оказались скромными. Сказываются дефицит электросетевой инфраструктуры и высокие – для азиатских покупателей – цены.
В 2023 г. заметно выросли продажи электроэнергии лишь в Монголии, тогда как КНР, крупнейший импортер российской электроэнергии, сократил покупки на 28% г/г, откатившись на уровни 2021 г. Китай сокращает закупки на фоне роста выработки на угольных ТЭС на Северо-Востоке страны и преодоления последствий «угольного» кризиса 2021-начала 2022 гг.
Выход на рынки Центральной Азии – в Узбекистан, Киргизию и потенциально Таджикистан, может заметно увеличить выручку «ИнтерРАО» от трейдинга. Проблема, как и в случае с Китаем, в необходимости строительства новых ЛЭП и ведения долгих и изматывающих переговоров по цене поставок.
#ИнтерРАО #ЭкспортЭлектроэнергии #ЕС
Добыча нефти в России в мае упала на 2% м/м
7 июня Argus первым из публичных агентств (Plats, EIA, IEA) оценку добычи нефти странами ОПЕК+. Добыча нефти участниками соглашения снизилась на 0,11 мбд м/м, а решающий вклад в снижение обеспечила Россия, сократившая добычу сразу 0,18 мбд м/м. Исторически оценки Argus достаточно точно аппроксимируют данные ЦДУ, поэтому, с большой вероятностью, можно говорить, что добыча нефти в России в мае 2024 г. составила 39,1 млн т (-4,7% г/г), а всего за первые 5 месяцев 2024 г. – 196,2 млн т (-4,1% г/г).
Россия в мае продолжала превышать установленную квоту, но дифференциал заметно сократился – с 0,19 мбд в апреле до 0,06 мбд в мае. С высокой вероятностью, план на июнь может быть выполнен в полном объеме.
Из неприятных для JMMC сюрпризов – сохраняющиеся проблемы с дисциплиной у Ирака и Казахстана. В конце апреля власти Казахстана и Ирака представили план по дополнительному снижению добычи в счет превышения квот в марте-апреле, но, по оценкам Argus, ситуация не изменилась в мае – Ирак увеличил добычу на 0,5% м/м, превышая квоту сразу на 0,16 мбд, Казахстан снижает добычу, но гораздо медленнее ожиданий.
Впрочем, у Reuters другие расчеты - агентство сообщило о снижении добычи в Казахстане на 6% м/м, до 1,45 мбд, на 0,02 мбд ниже майской квоты. Кто прав? Дождемся оценок других агентств.
#ОПЕК #ДобычаНефти #Россия
7 июня Argus первым из публичных агентств (Plats, EIA, IEA) оценку добычи нефти странами ОПЕК+. Добыча нефти участниками соглашения снизилась на 0,11 мбд м/м, а решающий вклад в снижение обеспечила Россия, сократившая добычу сразу 0,18 мбд м/м. Исторически оценки Argus достаточно точно аппроксимируют данные ЦДУ, поэтому, с большой вероятностью, можно говорить, что добыча нефти в России в мае 2024 г. составила 39,1 млн т (-4,7% г/г), а всего за первые 5 месяцев 2024 г. – 196,2 млн т (-4,1% г/г).
Россия в мае продолжала превышать установленную квоту, но дифференциал заметно сократился – с 0,19 мбд в апреле до 0,06 мбд в мае. С высокой вероятностью, план на июнь может быть выполнен в полном объеме.
Из неприятных для JMMC сюрпризов – сохраняющиеся проблемы с дисциплиной у Ирака и Казахстана. В конце апреля власти Казахстана и Ирака представили план по дополнительному снижению добычи в счет превышения квот в марте-апреле, но, по оценкам Argus, ситуация не изменилась в мае – Ирак увеличил добычу на 0,5% м/м, превышая квоту сразу на 0,16 мбд, Казахстан снижает добычу, но гораздо медленнее ожиданий.
Впрочем, у Reuters другие расчеты - агентство сообщило о снижении добычи в Казахстане на 6% м/м, до 1,45 мбд, на 0,02 мбд ниже майской квоты. Кто прав? Дождемся оценок других агентств.
#ОПЕК #ДобычаНефти #Россия
Дружба: MOL осталась одна?
В 2023 г. Россия прекратила поставки нефти по северной ветке "Дружбы": сначала, в январе 2023 г., от покупок отказались немецкие компании, месяц спустя - остановилась прокачка на Польшу. Место российских компаний заняли казахстанские, но объемы оказались не сопоставимы - за 2023 г. в Германию было поставлено всего 0,99 млн т нефти из Казахстана (в 9 раз меньше прокачки в 2021 г.).
Поставки по южной ветке "Дружбы" до последнего времени продолжались в плановом режиме. У Словакии, Венгрии и даже Чехии не так много альтернатив. Всего несколько дней назад чешский оператор нефтепроводов MERO сообщал, что для отказа от поставок из России (58% всего импорта нефти в 2023 г.) компании нужно как минимум полгода-год - к концу 2024 г. планируется закончить работы по расширению нефтепровода TAL из итальянского Триеста, что позволит переключить чешские заводы на импорт нефти из Африки и стран Ближнего Востока.
Но в статистике за апрель 2024 г. ЦДУ поставки на Чехию уже отсутствуют. Это пока не прекращение, а остановка - в апреле на НПЗ Литвинов стартовали плановые ремонтные работы, что привело к снижению спроса на нефть; второй чешский НПЗ в Кралупах смог полностью перейти на не-российскую нефть. В июне НПЗ Литвинов вышел из ремонтов, но момент, когда венгерская MOL останется единственным (вместе с "дочерней" Slovnaft) покупателем российской нефти в Европе - все ближе.
#Дружба #Транснефть #MOL
В 2023 г. Россия прекратила поставки нефти по северной ветке "Дружбы": сначала, в январе 2023 г., от покупок отказались немецкие компании, месяц спустя - остановилась прокачка на Польшу. Место российских компаний заняли казахстанские, но объемы оказались не сопоставимы - за 2023 г. в Германию было поставлено всего 0,99 млн т нефти из Казахстана (в 9 раз меньше прокачки в 2021 г.).
Поставки по южной ветке "Дружбы" до последнего времени продолжались в плановом режиме. У Словакии, Венгрии и даже Чехии не так много альтернатив. Всего несколько дней назад чешский оператор нефтепроводов MERO сообщал, что для отказа от поставок из России (58% всего импорта нефти в 2023 г.) компании нужно как минимум полгода-год - к концу 2024 г. планируется закончить работы по расширению нефтепровода TAL из итальянского Триеста, что позволит переключить чешские заводы на импорт нефти из Африки и стран Ближнего Востока.
Но в статистике за апрель 2024 г. ЦДУ поставки на Чехию уже отсутствуют. Это пока не прекращение, а остановка - в апреле на НПЗ Литвинов стартовали плановые ремонтные работы, что привело к снижению спроса на нефть; второй чешский НПЗ в Кралупах смог полностью перейти на не-российскую нефть. В июне НПЗ Литвинов вышел из ремонтов, но момент, когда венгерская MOL останется единственным (вместе с "дочерней" Slovnaft) покупателем российской нефти в Европе - все ближе.
#Дружба #Транснефть #MOL
Санкции против ММВБ: иранский кейс
"Все счастливые семьи похожи друг на друга, каждая несчастливая семья несчастлива по своему" – то же можно сказать и про страны, столкнувшиеся с западными санкциями. Тем не менее, то, как организованы торги валютой в подсанкционном Иране, может представлять интерес и для России – с учетом введенных сегодня OFAC санкций против ММВБ.
В сентябре 2019 г. Минфин США ввел санкции против ЦБ Ирана, обвинив иранский ЦБ в финансировании Корпуса стражей иранской революции (КСИР) и ливанской Хезболлы. Несмотря на это контролируемая ЦБ онлайн-площадка по торговле валютой NIMA (созданная в апреле 2018 г.) продолжала торги. На NIMA экспортеры продают, а импортеры и банки – покупают валюту. Те санкции не привели к заметным колебаниям валютного курса на NIMA, оставшегося в конце 2019 г. в диапазоне 110 тыс. риалов/долл. Более того, введенные США санкции не оказали заметного влияния и на объемы валютных транзакций на межбанковском рынке - доля доллара в 2019-20 ф.г. (закончился 19 марта 2020 г.) даже выросла до 12% (правда, ненадолго - в 2021-22 ф.г. на доллар пришлось менее 2% продаж).
NIMA и сейчас остается ключевой валютной площадкой для экспортеров и банков; для проведения транзакций с зарубежными партнерами – в условиях отключения от SWIFT – используется hawala, неформальная международная система исламского банкинга. Таким образом, это реальный, а не "бумажный" курс. В рамках NIMA есть несколько различных валютных курсов - для покупки валюты для закупки критического импорта (по-прежнему субсидируется ЦБ), при продаже валюты экспортерами, при продаже наличной валюты. Последний курс близок к оценкам онлайн-площадки bonbast, мониторящей курс у уличных менял (т.н. "курс черного рынка"). Это более волатильный (дневной объем торгов на NIMA составляет 200-300 млн долл. в день) и менее прозрачный сегмент валютного рынка, курс которого, однако, стал индикативным для зарубежных аналитиков и контрагентов. Тем более, что заниженность курса NIMA признает и иранский ЦБ (время от времени рассматривающий возможность разрешить экспортерам продавать часть валютной выручки напрямую менялам).
Иранский опыт позволяет сделать как минимум два вывода:
- "вытолкнуть" страну из долларовой системы сложно, даже когда решение выглядит простым (санкции OFAC, отключение от SWIFT),
- сегментация валютного рынка и множественность курсов не повышает устойчивость рынка, но создает возможности для перераспределения доходов к "избранным", получающим до 3-5 млрд долл. в год от участия в схемах покупки валюты по льготному курсу.
#Иран #Россия #ММВБ #Санкции
"Все счастливые семьи похожи друг на друга, каждая несчастливая семья несчастлива по своему" – то же можно сказать и про страны, столкнувшиеся с западными санкциями. Тем не менее, то, как организованы торги валютой в подсанкционном Иране, может представлять интерес и для России – с учетом введенных сегодня OFAC санкций против ММВБ.
В сентябре 2019 г. Минфин США ввел санкции против ЦБ Ирана, обвинив иранский ЦБ в финансировании Корпуса стражей иранской революции (КСИР) и ливанской Хезболлы. Несмотря на это контролируемая ЦБ онлайн-площадка по торговле валютой NIMA (созданная в апреле 2018 г.) продолжала торги. На NIMA экспортеры продают, а импортеры и банки – покупают валюту. Те санкции не привели к заметным колебаниям валютного курса на NIMA, оставшегося в конце 2019 г. в диапазоне 110 тыс. риалов/долл. Более того, введенные США санкции не оказали заметного влияния и на объемы валютных транзакций на межбанковском рынке - доля доллара в 2019-20 ф.г. (закончился 19 марта 2020 г.) даже выросла до 12% (правда, ненадолго - в 2021-22 ф.г. на доллар пришлось менее 2% продаж).
NIMA и сейчас остается ключевой валютной площадкой для экспортеров и банков; для проведения транзакций с зарубежными партнерами – в условиях отключения от SWIFT – используется hawala, неформальная международная система исламского банкинга. Таким образом, это реальный, а не "бумажный" курс. В рамках NIMA есть несколько различных валютных курсов - для покупки валюты для закупки критического импорта (по-прежнему субсидируется ЦБ), при продаже валюты экспортерами, при продаже наличной валюты. Последний курс близок к оценкам онлайн-площадки bonbast, мониторящей курс у уличных менял (т.н. "курс черного рынка"). Это более волатильный (дневной объем торгов на NIMA составляет 200-300 млн долл. в день) и менее прозрачный сегмент валютного рынка, курс которого, однако, стал индикативным для зарубежных аналитиков и контрагентов. Тем более, что заниженность курса NIMA признает и иранский ЦБ (время от времени рассматривающий возможность разрешить экспортерам продавать часть валютной выручки напрямую менялам).
Иранский опыт позволяет сделать как минимум два вывода:
- "вытолкнуть" страну из долларовой системы сложно, даже когда решение выглядит простым (санкции OFAC, отключение от SWIFT),
- сегментация валютного рынка и множественность курсов не повышает устойчивость рынка, но создает возможности для перераспределения доходов к "избранным", получающим до 3-5 млрд долл. в год от участия в схемах покупки валюты по льготному курсу.
#Иран #Россия #ММВБ #Санкции
История по четвергам: возвращение в Краснодар
В 2023 г. в России планировали ввести в эксплуатацию 5 установок гидрокрекинга. План не был выполнен, лишь на заводе «Новатэка» в Усть-Луге была запущена установка мощностью 1 млн т. «Сдвиг вправо» уже стал обычной практикой для российских НПЗ – даже «Новатэк», обычно идущий "с опережением", несколько раз переносил сроки ввода: изначально установку в Усть-Луге планировалось запустить еще в 2019 г.
Лидер рейтинга – «Роснефть», планировавшая ввести в 2023 г. сразу 8 установок (включая 3 гидрокрекинга), очень часто прибегает к этой практике. Среди наиболее известных примеров – Туапсинский НПЗ, где модернизация должна была завершиться к 2018 г. Но установки вторичной переработки до сих пор не введены в строй, хотя, например, реакторы гидрокрекинга, который должен был стать самым большим в стране, были доставлены на площадку еще в 2012 г. За это время SOCAR уже построила новый НПЗ Star в Турции.
5-й гидрокрекинг мощностью 2,5 млн т должен был ввести Афипский НПЗ, но – работы пока что продолжаются, запуск перенесен на 2025 г. Этот НПЗ интересен не только затянувшей модернизацией, но и тем, что – после присоединения соседнего Краснодарского НПЗ – официально получил статус самого старого НПЗ в России.
В начале XX века переработка нефти осуществлялась в основном в районе Баку, в Батуми, на Грозненских нефтепромыслах, а также в районе Краснодара. К концу 1980-х гг. «Грознефтеоргсинтез» (ГрозНОС) остался в Топ-10 советских НПЗ (6-е в Союзе, 4-е в России по первичной переработке), тогда как завод в Краснодаре заметно уступал новым гигантам. Но военные действия в 1990-е гг. привели к полному разрушению ГрозНОС. И сейчас Афипский-Краснодарский НПЗ – самый старый действующий нефтеперегонный завод России.
#ThrowbackThursday #КраснодарскийНПЗ #Инвестиции
В 2023 г. в России планировали ввести в эксплуатацию 5 установок гидрокрекинга. План не был выполнен, лишь на заводе «Новатэка» в Усть-Луге была запущена установка мощностью 1 млн т. «Сдвиг вправо» уже стал обычной практикой для российских НПЗ – даже «Новатэк», обычно идущий "с опережением", несколько раз переносил сроки ввода: изначально установку в Усть-Луге планировалось запустить еще в 2019 г.
Лидер рейтинга – «Роснефть», планировавшая ввести в 2023 г. сразу 8 установок (включая 3 гидрокрекинга), очень часто прибегает к этой практике. Среди наиболее известных примеров – Туапсинский НПЗ, где модернизация должна была завершиться к 2018 г. Но установки вторичной переработки до сих пор не введены в строй, хотя, например, реакторы гидрокрекинга, который должен был стать самым большим в стране, были доставлены на площадку еще в 2012 г. За это время SOCAR уже построила новый НПЗ Star в Турции.
5-й гидрокрекинг мощностью 2,5 млн т должен был ввести Афипский НПЗ, но – работы пока что продолжаются, запуск перенесен на 2025 г. Этот НПЗ интересен не только затянувшей модернизацией, но и тем, что – после присоединения соседнего Краснодарского НПЗ – официально получил статус самого старого НПЗ в России.
В начале XX века переработка нефти осуществлялась в основном в районе Баку, в Батуми, на Грозненских нефтепромыслах, а также в районе Краснодара. К концу 1980-х гг. «Грознефтеоргсинтез» (ГрозНОС) остался в Топ-10 советских НПЗ (6-е в Союзе, 4-е в России по первичной переработке), тогда как завод в Краснодаре заметно уступал новым гигантам. Но военные действия в 1990-е гг. привели к полному разрушению ГрозНОС. И сейчас Афипский-Краснодарский НПЗ – самый старый действующий нефтеперегонный завод России.
#ThrowbackThursday #КраснодарскийНПЗ #Инвестиции
Экономная экономика в Узбекистане
10 июня президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев провел совещание по подготовке страны к отопительному сезону. На встрече он выразил недовольство реализацией программы по экономии природного газа и электроэнергии. Как результат, по итогам совещания правительство получило указание разработать стандарты энергоэффективности для зданий, а хокимы (главы) регионов - поручение выбрать в каждой области один район и "сделать его образцовым в плане экономии электроэнергии и газа". В таких районах уже в этом году нужно будет обеспечить экономию 550 млн м3 и 750 млн кВтч электроэнергии.
Нововведения затронут и крупных потребителей, расходующих свыше 4 млн кВтч электроэнергии и/или 375 тыс. м3 природного газа в год. Они будут обязаны раз в три года проходить энергоаудит и при неудовлетворительной оценке - покупать энергоресурсы по "повышенным ценам". Вероятно, в ближайшие недели хокимы районов проведут немало времени в региональных администрациях, стараясь не попасть в заветный список. Но для российских "Газпрома" и "ИнтерРАО" это хорошие новости. Жесткая экономия говорит о дефиците энергоресурсов, а значит, дорога для импорта (в т.ч. из России) станет шире.
#Узбекистан #ПриродныйГаз #Газпром
10 июня президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев провел совещание по подготовке страны к отопительному сезону. На встрече он выразил недовольство реализацией программы по экономии природного газа и электроэнергии. Как результат, по итогам совещания правительство получило указание разработать стандарты энергоэффективности для зданий, а хокимы (главы) регионов - поручение выбрать в каждой области один район и "сделать его образцовым в плане экономии электроэнергии и газа". В таких районах уже в этом году нужно будет обеспечить экономию 550 млн м3 и 750 млн кВтч электроэнергии.
Нововведения затронут и крупных потребителей, расходующих свыше 4 млн кВтч электроэнергии и/или 375 тыс. м3 природного газа в год. Они будут обязаны раз в три года проходить энергоаудит и при неудовлетворительной оценке - покупать энергоресурсы по "повышенным ценам". Вероятно, в ближайшие недели хокимы районов проведут немало времени в региональных администрациях, стараясь не попасть в заветный список. Но для российских "Газпрома" и "ИнтерРАО" это хорошие новости. Жесткая экономия говорит о дефиците энергоресурсов, а значит, дорога для импорта (в т.ч. из России) станет шире.
#Узбекистан #ПриродныйГаз #Газпром
Слабый спрос на нефть в Китае давит на котировки ESPO
В середине июня загрузка мощностей независимых НПЗ, являющихся основными покупателями российской нефти на споте в Китае, снизилась до рекордно низких для этого времени 52% (в среднем за январь-май использование мощностей упало на 7 п.п., до 56%).
В 2024 г. китайские НПЗ столкнулись с проблемами из-за слабого спроса на моторные топлива - отгрузки бензина в июне упали на 3,8/% г/г, дизтоплива - на 4,8% г/г, что обрушило EBITDA независимых НПЗ на 73% г/г, до $5,4/барр., некоторые заводы уже оказались в операционном убытке. На продажи бензина и газойля давит переход потребителей на использование альтернативных топлив - в мае доля электромобилей в продажах достигла 47%, что сократило потенциальный спрос на бензин на 1,7 млн т в месяц. Главным конкурентом дизтоплива остается СПГ - уже сейчас до 40% продаваемых в стране тяжелых грузовиков используют сжиженный природный газ (что снижает спрос на дизельное топливо на 2,5 млн т).
Проблемы не только у нефтепереработчиков - слабый спрос в Шаньдуне привел к росту дифференциалов на поставляемую в Китай нефть. Для российского ESPO, одного из самых популярных сортов для НПЗ на севере Китая, дисконт в портах поставки вырос с 0 долл./барр. к Brent в конце апреля до -0,8 долл./барр. к середине июня. С большой вероятностью дисконты продолжат расти - падение спроса и низкие прибыли вынуждают НПЗ увеличивать в сырьевой корзине долю мазута (14% за первые 5 месяцев 2024 г.) и битумных смесей (6%), снижая закупки нефти.
#Китай #Нефтепереработка #ESPO
В середине июня загрузка мощностей независимых НПЗ, являющихся основными покупателями российской нефти на споте в Китае, снизилась до рекордно низких для этого времени 52% (в среднем за январь-май использование мощностей упало на 7 п.п., до 56%).
В 2024 г. китайские НПЗ столкнулись с проблемами из-за слабого спроса на моторные топлива - отгрузки бензина в июне упали на 3,8/% г/г, дизтоплива - на 4,8% г/г, что обрушило EBITDA независимых НПЗ на 73% г/г, до $5,4/барр., некоторые заводы уже оказались в операционном убытке. На продажи бензина и газойля давит переход потребителей на использование альтернативных топлив - в мае доля электромобилей в продажах достигла 47%, что сократило потенциальный спрос на бензин на 1,7 млн т в месяц. Главным конкурентом дизтоплива остается СПГ - уже сейчас до 40% продаваемых в стране тяжелых грузовиков используют сжиженный природный газ (что снижает спрос на дизельное топливо на 2,5 млн т).
Проблемы не только у нефтепереработчиков - слабый спрос в Шаньдуне привел к росту дифференциалов на поставляемую в Китай нефть. Для российского ESPO, одного из самых популярных сортов для НПЗ на севере Китая, дисконт в портах поставки вырос с 0 долл./барр. к Brent в конце апреля до -0,8 долл./барр. к середине июня. С большой вероятностью дисконты продолжат расти - падение спроса и низкие прибыли вынуждают НПЗ увеличивать в сырьевой корзине долю мазута (14% за первые 5 месяцев 2024 г.) и битумных смесей (6%), снижая закупки нефти.
#Китай #Нефтепереработка #ESPO
Погрузки нефти в мае 2024 г. упали на 3% м/м
По данным АМТП, экспорт нефти из российских портов в мае снизился на 3% м/м, до 16,3 млн т. Ранее схожие оценки, полученные из трекинга танкеров, публиковал BBG, указывая на сокращение поставок на 5% м/м. Данные АМТП позволяют сверить оценки в условиях, когда некоторые из танкеров покидают порты с выключенными транспондерами.
Наиболее заметно в мае упали погрузки из Приморска (-16% м/м), поставки из соседней Усть-Луги (-0,9% м/м) и Новороссийска стагнировали (-1,9% н/н) и лишь порты Дальнего Востока и Мурманск смогли показать положительную динамику. Экспорт нефти из портов на Балтике и в Черном море имеет меньшую маржинальность, в сравнении с поставками бленда ВСТО из Козьмино и отгрузкой арктических и дальневосточных сортов, поэтому в условиях сокращения квот на добычу, именно поставки из западных портов первыми попадают под "оптимизацию".
Примечательно, что перевалка нефти в мае в приморском Козьмино побила исторический рекорд, превысив 3,8 млн т. Вероятно, порт в 2024 г. продолжит работать со 100%-й загрузкой, несмотря на сокращение добычи и слабый спрос на нефть в Китае, а вот мощности порта в Приморске будут загружены менее чем на 80%.
Может ли статистика по перевалке в портам заменить нам таможенные данные?
#ЭкспортНефти #ОПЕК #НМТП
По данным АМТП, экспорт нефти из российских портов в мае снизился на 3% м/м, до 16,3 млн т. Ранее схожие оценки, полученные из трекинга танкеров, публиковал BBG, указывая на сокращение поставок на 5% м/м. Данные АМТП позволяют сверить оценки в условиях, когда некоторые из танкеров покидают порты с выключенными транспондерами.
Наиболее заметно в мае упали погрузки из Приморска (-16% м/м), поставки из соседней Усть-Луги (-0,9% м/м) и Новороссийска стагнировали (-1,9% н/н) и лишь порты Дальнего Востока и Мурманск смогли показать положительную динамику. Экспорт нефти из портов на Балтике и в Черном море имеет меньшую маржинальность, в сравнении с поставками бленда ВСТО из Козьмино и отгрузкой арктических и дальневосточных сортов, поэтому в условиях сокращения квот на добычу, именно поставки из западных портов первыми попадают под "оптимизацию".
Примечательно, что перевалка нефти в мае в приморском Козьмино побила исторический рекорд, превысив 3,8 млн т. Вероятно, порт в 2024 г. продолжит работать со 100%-й загрузкой, несмотря на сокращение добычи и слабый спрос на нефть в Китае, а вот мощности порта в Приморске будут загружены менее чем на 80%.
Может ли статистика по перевалке в портам заменить нам таможенные данные?
#ЭкспортНефти #ОПЕК #НМТП
Как соотносятся данные портов по перевалке на экспорт, ЦДУ по поставкам нефти в порты и таможенные данные по экспорту?
Anonymous Poll
0%
полностью совпадают
11%
данные ЦДУ и портов одинаковы, а ФТС живет своей жизнью
16%
данные ЦДУ и ФТС одинаковы, и отличаются от оценок портов
74%
у всех свои данные:)
Кофе и бензин
Как соотносятся данные портов по перевалке на экспорт, ЦДУ по поставкам нефти в порты и таможенные данные по экспорту?
Да, все верно:) Статистика ЦДУ, ФТС и данные портов по перевалке отличаются. И если данные ЦДУ и ФТС разнятся совсем ненамного (из-за особенностей декларирования), то вот статистика портов обычно заметно выше, т.к. все, что пришло в порт по нефтепроводу "Транснефти" (или по системе РЖД) порт зачисляет в экспорт, а по системе "Транснефти" проходит и транзит нефти из Казахстана и Азербайджана, что искажает показатели экспорта через Новороссийск и Усть-Лугу.
Исключение, конечно, есть - данные КТК учитываются отдельно и считаются транзитом, но без данных по транзиту из Казахстана портовая статистика может служить скорее прокси для российского нефтяного экспорта.
Исключение, конечно, есть - данные КТК учитываются отдельно и считаются транзитом, но без данных по транзиту из Казахстана портовая статистика может служить скорее прокси для российского нефтяного экспорта.
Демпфер: деньги в чужом кошельке
Григорий Баженов присоединяется к Кириллу Родионову, обсуждающему субсидии "российским НПЗ". По оценкам Кирилла, в 2023 г. субсидии нефтепереработке составили 1,69% ВВП. Но можно ли называть "налоговые вычеты" субсидиями в этом случае?
Вычет по акцизу на нефтяное сырье, выплаты по демпферу и инвестиционной надбавки имеют разные цели, но, в конечном итоге могут рассматриваться как непрямые субсидии, но не НПЗ, а - потребителю. И это выбор не отрасли, а - российского Правительства, начавшего в 2000-е гг. "таргетировать" рост цен на моторные топлива. Российское правительство можно понять - уже сейчас в корзине ИПЦ расходы на бензин занимают 4,5%, больше, чем затраты на покупку одежды.
Что будет, если отменить все эти выплаты?
- при отмене демпфера цены будут определяться по экспортному нетбэку, и, например, стоимость бензина в рознице вырастет на 21-22 руб./л. Это - арифметика. Отмена акцизов на бензин и дизтопливо (при том, что их получают региональные бюджеты) проблемы не решит, плюс демпфера в привязке к мировым ценам, именно это обеспечивает относительную стабильность ситуации на внутреннем рынке топлива.
- отмена выплат по акцизу на нефтяное сырье сделает неконкурентным российский экспорт нефтепродуктов, переработка нефти и транспортировка по железной дороге до портов стоит дороже чем транспортировка сырой нефти по нефтепроводам. Что дальше? Либо НПЗ повысят внутренние цены, "субсидируя" экспорт за счет российских потребителей, либо, если им это не удастся, часть заводов уйдет с рынка и цены - сюрприз - все равно вырастут.
- какова природа инвестиционной надбавки? Введенная с 2021 г. выплата представляет собой обычную схему - сокращение налогов в обмен на инвестиции. НПЗ строят установки вторичных процессов переработки нефти, получая за это сокращение налоговых выплат - классическая экономика предложения.
К налоговой политике в российской нефтегазовом секторе может быть много вопросов, но и Минфин, и Минэнерго при обсуждении налогообложения не делают громких заявлений и не ограничиваются подсчетами доли выплат в ВВП, а оперируют более сложными моделями. К этому стоит стремиться всем.
#Демпфер #КириллРодионов #Комментарий
Григорий Баженов присоединяется к Кириллу Родионову, обсуждающему субсидии "российским НПЗ". По оценкам Кирилла, в 2023 г. субсидии нефтепереработке составили 1,69% ВВП. Но можно ли называть "налоговые вычеты" субсидиями в этом случае?
Вычет по акцизу на нефтяное сырье, выплаты по демпферу и инвестиционной надбавки имеют разные цели, но, в конечном итоге могут рассматриваться как непрямые субсидии, но не НПЗ, а - потребителю. И это выбор не отрасли, а - российского Правительства, начавшего в 2000-е гг. "таргетировать" рост цен на моторные топлива. Российское правительство можно понять - уже сейчас в корзине ИПЦ расходы на бензин занимают 4,5%, больше, чем затраты на покупку одежды.
Что будет, если отменить все эти выплаты?
- при отмене демпфера цены будут определяться по экспортному нетбэку, и, например, стоимость бензина в рознице вырастет на 21-22 руб./л. Это - арифметика. Отмена акцизов на бензин и дизтопливо (при том, что их получают региональные бюджеты) проблемы не решит, плюс демпфера в привязке к мировым ценам, именно это обеспечивает относительную стабильность ситуации на внутреннем рынке топлива.
- отмена выплат по акцизу на нефтяное сырье сделает неконкурентным российский экспорт нефтепродуктов, переработка нефти и транспортировка по железной дороге до портов стоит дороже чем транспортировка сырой нефти по нефтепроводам. Что дальше? Либо НПЗ повысят внутренние цены, "субсидируя" экспорт за счет российских потребителей, либо, если им это не удастся, часть заводов уйдет с рынка и цены - сюрприз - все равно вырастут.
- какова природа инвестиционной надбавки? Введенная с 2021 г. выплата представляет собой обычную схему - сокращение налогов в обмен на инвестиции. НПЗ строят установки вторичных процессов переработки нефти, получая за это сокращение налоговых выплат - классическая экономика предложения.
К налоговой политике в российской нефтегазовом секторе может быть много вопросов, но и Минфин, и Минэнерго при обсуждении налогообложения не делают громких заявлений и не ограничиваются подсчетами доли выплат в ВВП, а оперируют более сложными моделями. К этому стоит стремиться всем.
#Демпфер #КириллРодионов #Комментарий
Потребление газа в России: выше спрос, больше убытков?
На ПМЭФ-2024 Сергей Густов, глава "Газпром межрегионгаз", дочерней компании "Газпрома", занимающейся сбытом газа в России рассказал, что поставки газа на внутренний рынок в I квартале 2024 г. выросли на 12 млрд м3. Много это или мало? Ответ на этот вопрос не так прост, как может показаться на первый взгляд.
В 2022 г. "Газпром" значительно сократил объем раскрываемой информации, оставив рынок наедине с собой (ЦДУ прекратил публикацию данных по потреблению газа в 2014 г.). Компания пока раскрывает годовые продажи - в 2023 г. на внутренний рынок было поставлено 239,2 млрд м3 (с учетом покупок у независимых производителей). Этот показатель традиционно отличается от продаж "ГП МРГ", причем в меньшую сторону.
По нашим оценкам, в I квартале 2024 г. спрос на газ в России вырос на 11,7 млрд м3, при этом "Новатэк" увеличил поставки на 0,1 млрд м3, а продажи "Роснефти" стагнировали после интенсивного роста в 2023 г. "Роспана" и "Харампура".
"Газпром" оказался безоговорочным лидером, но удалось ли компании заработать?
#ПотреблениеГаза #Газпром #НДПИ
На ПМЭФ-2024 Сергей Густов, глава "Газпром межрегионгаз", дочерней компании "Газпрома", занимающейся сбытом газа в России рассказал, что поставки газа на внутренний рынок в I квартале 2024 г. выросли на 12 млрд м3. Много это или мало? Ответ на этот вопрос не так прост, как может показаться на первый взгляд.
В 2022 г. "Газпром" значительно сократил объем раскрываемой информации, оставив рынок наедине с собой (ЦДУ прекратил публикацию данных по потреблению газа в 2014 г.). Компания пока раскрывает годовые продажи - в 2023 г. на внутренний рынок было поставлено 239,2 млрд м3 (с учетом покупок у независимых производителей). Этот показатель традиционно отличается от продаж "ГП МРГ", причем в меньшую сторону.
По нашим оценкам, в I квартале 2024 г. спрос на газ в России вырос на 11,7 млрд м3, при этом "Новатэк" увеличил поставки на 0,1 млрд м3, а продажи "Роснефти" стагнировали после интенсивного роста в 2023 г. "Роспана" и "Харампура".
"Газпром" оказался безоговорочным лидером, но удалось ли компании заработать?
#ПотреблениеГаза #Газпром #НДПИ