Снятие запрета на экспорт бензина: самое время?

20 мая Правительство объявило о приостановке запрета на экспорт бензина до 30 июня 2024 г. Запрет на поставки за пределы ЕАЭС был введен в конце февраля и должен был действовать с 1 марта по 30 сентября 2024 г., что должно было помочь внутреннему рынку избежать ситуации лета 2023 г., когда рост цен на мировых рынках привел к «перетоку» топлива с внутреннего рынка на экспорт. Это сравнение не является условным: выпуск бензина в середине мая уже упал до 740 тыс. т в неделю, пробив 3-летний минимум.

Минэнерго подчеркивает, что рынок сбалансировал, а накопленные запасы – достаточны, а падение выпуска как раз связано с невозможностью для НПЗ поставлять бензин на экспорт. Является ли политика экспортных «окон» (на 40 дней) оптимальной?

Сейчас стоимость экспортной альтернативы для АИ-92 в Центральной России остается на 20 тыс. руб./т выше отпускных цен НПЗ для внутреннего рынка (включая выплаты по демпферу, но без НДС), или $25,5/барр. Такой дифференциал может побудить заводы максимально увеличить отгрузки на экспорт в конце мая-июне с «компенсацией» этих объемов для потребителей внутри страны за счет запасов. В результате к новому раунду «запретов» в июле российский рынок может подойти с низкими запасами и (сохраняющимися) проблемами в логистике.

Станут ли такие «качели» эффективным регулированием? Пока неясно. Но российские трейдеры и потребители точно будут в тонусе этим летом.

#Бензин #Экспорт #Регулирование

Узбекистан: спад в добыче газа замедляется

В апреле добыча газа в Узбекистане упала на 6% г/г, до 3,7 млрд м3. Добыча продолжает снижаться у всех основных производителей: по нашим оценкам, «Узбекнефтегаз» сократил добычу газа на 4% г/г, «Лукойл» – на 10% г/г, UzKorGas – на 9,7% г/г. И хотя история UzKorGas остается одной из самых драматичных в секторе за последнее десятилетие (добыча газа в апреле составила 76 млн м3 против 310 млн м3 в «проекте»), самый сложный сейчас вопрос – что происходит на добычных активах «Лукойла»? Короткий ответ – конкурс профессионального мастерства.

Основная надежда на стабилизацию добычи в 2024-27 гг. (краткосрочно за счет эффекта базы ситуация улучшится уже в мае-июне) сейчас связана с запуском месторождения М-25 (25 лет Независимости), до этого планировавшимся на май 2024 г. Месторождение в соответствии с заключенным в 2017 г. соглашением о разделе продукции (СРП) разрабатывает консорциум российских и узбекских инвесторов, проект финансируется ВЭБ и «Газпромбанком». Ранее ожидалось, что в 2024 г. добыча газа на М-25 могла бы составить 2-2,2 млрд м3, а уже в 2025-26 гг. проект вышел бы на «полку» в 5 млрд м3.

Вероятно, планы по вводу М-25 будут немного сдвинуты вправо (как это уже происходило). Этот проект – один из самых сложных в истории газодобычи в Узбекистане из-за непростых геологических условий и высокого содержания серы в газе. Перенос сроков может привести к тому, что добыча в Узбекистане в 2024 г. обновит новые исторические минимумы, упав до 45 млрд м3.

#Узбекистан #ДобычаГаза #М25

Торговые дома идут в переработку

Platts обращает внимание на интересный тренд 2022-24 гг. Антироссийские санкции и разворот торговых потоков привели к переформированию рынка в ЕС, увеличив крек-спреды (разница в стоимости нефтепродуктов vs цены на нефть) относительно исторических средних, вызвав экспансию в сектор торговых домов (трейдеров), покупающих в т.ч. доли крупных нефтяных компаний, сокращающих присутствие в нефтепереработке из-за курса на декарбонизацию.

Platts ожидает, что во второй половине 2020-х гг. европейскую нефтепереработку ждет стагнация и отрицательная маржа. Но ситуация может развиваться по другому сценарию - если спрос на нефтепродукты будет снижаться медленнее прогнозов, а новые мощности на Ближнем Востоке и в АТР будут вводиться с задержкой. Тогда ставка на интеграцию с переработкой принес трейдерам дополнительные доходы.

#Европа #НПЗ #Переработка

Итоги визита Владимира Путина в Узбекистан: малая АЭС вместо большой

26 мая в Ташкенте «Атомстройэкспорт» и Агентство по атомной энергетики Узбекистана заключили контракт на строительство первой в стране АЭС в Джизакской области. Первый энергоблок может быть запущен уже в 2028-29 гг., а на полную мощность АЭС выйдет в 2031-32 гг.

«Росатом» последние несколько лет вел переговоры о сооружении АЭС в Узбекистане, но прогресс оставался скромным. В начале мая глава «Узатома» Азим Ахмедхаджаев так характеризовал ситуацию: «просто ведём переговоры, пока общие слова, ничего конкретного». Всего через три недели соглашение о строительстве АЭС было подписано. Вопреки ожиданиям, выбор сделан не в пользу «большой» атомной энергетики, в Узбекистане будет сооружаться модульная АЭС с реакторами РИТМ-200 общей мощностью 330 МВт (6 х 55).

До этого реакторы РИТМ использовались в ядерных энергетических установках атомных ледоколов нового поколения, но проект Джизакской АЭС не станет первым. Дебютом для РИТМ-200 будет АЭС в Усть-Куйге в Якутии, которая, как ожидается, будет введена в эксплуатацию в 2028 г. Помимо Усть-Куйги малые АЭС могут появится еще в 5 локациях в российской Арктике, обеспечивая электроэнергией крупные добычные проекты.

Сколько будет стоить Джизакская АЭС? По оценкам на 2021 г. инвестиции в сооружение АЭС в якутской Усть-Куйге должны были составить 56,1 млрд руб. ($13 850/кВт). Столь высокие расценки были, во многом, связаны с «арктическими коэффициентами». В 2011 г. Минрегионразвития оценивало региональный климатический коэффициент сложности капитального строительства в таких районах Якутии в 1,37. Но, вероятно, это оптимистичные оценки и реальность ближе к советским нормативам в 1,7-2. Учитывая более низкую стоимость строительных материалов и оплату труда, можно оценить корректировочный коэффициент для АЭС в Узбекистане в предположении, что «Росатом» откажется от «экспортной премии» (такая практика уже использовалась при строительстве АЭС в Белоруссии) – в 3,4-3,5. Тогда удельные капиталовложения могут составить 4 тыс. долл./кВт, а общие инвестиции в проект – 1,3-1,4 млрд долл. Строительство схемы выдачи мощности может потребовать инвестиции в 0,2-0,4 млрд долл.

Почему Узбекистан выбрал модульную электростанцию, а не имеющий зарубежные референции ВВЭР-1200? Ответ – дело в мощности. Малую АЭС легче «вписать» в энергосистему с большой сезонной и суточной неравномерностью, обеспечив полную загрузку. Немаловажным фактором остается и необходимость создания резервов. «Золотое правило резервирования» требует, чтобы минимальный резерв в энергосистеме был равен мощности самого большого энергоблока. И создавать резервы под РИТМ-200 может быть намного легче и дешевле, чем для в 22 раза более мощного ВВЭР-1200.

#АЭС #Узбекистан #Росатом #РИТМ200

АЭС - рыночный сектор или инфраструктура?

Кирилл Родионов повторяет свой тезис из мая 2023 г., считая российские проекты по строительству АЭС за рубежом "нерыночными" и субсидируемыми государством.

В новейшей истории российской атомной отрасли был всего один проект, который оплачивался "живыми деньгами", без привлечения кредитов, но стал ли он от этого выгоднее? Спойлер - нет. Долгосрочные кредиты под сниженные ставки - частая практика в строительстве АЭС. Сооружение электростанции - от подготовки техдокументации до подписания акта сдачи-приемки занимает 6-10 лет, и проект начинает приносить доход лишь после запуска. Таким образом, сроки окупаемости строительства АЭС составляют 25-30 лет и крайне чувствительны к стоимости капитала и при высоких ставках большинство проектов неконкурентоспособны. Т.е. АЭС - можно рассматривать не как коммерческие электростанции, а как "инфраструктуру рынка".

Являются ли низкие ставки по кредитам на строительство АЭС за рубежом классическими субсидиями? И да, и нет. Большинство таких кредитов гарантируются государствами, где идет строительство, что снижает риски невозврата. Кроме того, ставка не всегда важна, важнее стоимость проекта. "Росатом" строит проекты за рубежом с т.н. "экспортной премией", рассчитывая стоимость работ по прейскурантам, отличным от внутренних расценок. И здесь есть аналогия со строительным рынком - застройщик может предлагать покупателю льготную ипотеку и даже беспроцентную рассрочку, но значит ли это, что он не заложил эти расходы в стоимость?

Атомная энергетика - с поправками на отраслевую специфику - рыночный сектор, и "Росатом" конкурирует на мировом рынке с предложениями от CNNC, Framatome-Orano и др., которые - сюрприз - часто готовы предоставить сходные условия в финансировании проектов. Но вот сроки...

#АЭС #Комментарий #КириллРодионов

Иран планирует увеличить мощности по добыче нефти до 4 мбд

Прошлая неделя была богата на новости о планах увеличить добычу. ОАЭ заявили, что мероприятия по увеличению добычных мощностей идут с опережением графика и цель в 5 мбд будет достигнута уже в 2025 г. (а не в 2026 г. как предполагалось ранее).

Иран присоединился к этому тренду - агентство Tasnim объявило о решении увеличить добычные мощности до 4 мбд (c 3,6 мбд, добыча в апреле оценивается международными источниками в диапазоне 3,15-3,3 мбд), но без каких-либо оценок по времени достижения цели, ожидаемым инвестициям и др. Более того, издание Iran International заявляет, что иранские власти всячески продвигали тезис о росте добычи нефти в СМИ.

Обсуждение динамики добычи нефти в Иране остается очень популярной темой для иранских чиновников, регулярно повышающих таргеты - в ноябре 2023 г., например, было объявлено о планах увеличить к марту 2024 г. добычные мощности на 0,2 мбд, до 3,6 мбд. 4 мбд, однако, могут стать рубежными - сейчас Иран не подпадает под квоты ОПЕК+, но рост добычи в стране повышает вероятность того, что другие участники соглашения потребуют от Ирана начать переговоры о квоте и ограничении производства.

#Иран #ОПЕК+ #ДобычаНефти

Правильный ответ - Бушер

Оплата проекта строительства АЭС Бушер "живыми деньгами" была связана с санкциями США - выдача кредита была сопряжена с серьезными рисками для кредитора, что не оставляло маневра и для заказчика, и для подрядчика. Другие заказчики - от Пакша до Руппура при возможности старались использовать российские кредиты. Ведь - "заемный капитал дешевое собственного".

#АЭС #Росатом

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

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

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

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

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

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

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