102 месяца на строительство АЭС в России

Наши ожидания часто превосходят реальность и речь не только о зарплате. Средний срок строительства АЭС в России - по 6 энергоблокам, сооружение которых началось в постсоветское время, - составляет 102 месяца.

Это хороший показатель. Например, 3-й энергоблок на финской АЭС "Олкилуото" AREVA/Orano строила 199 месяцев, а на французском Фламанвилль-3 уже идут на рекорд (>200 месяцев). Даже в Китае на сооружение АЭС сейчас уходит в среднем 72 месяца (в начале 2010-х гг. хватало 56-58 месяцев), сказалось ужесточение требований к безопасности после аварии на АЭС "Фукусима". Но именно в Китае "Росатом" достиг лучшего за постсоветскую историю показателя - на строительство 5-го и 6-го энергоблоков Тяньваньской АЭС, введенных уже в "пост-фукусимскую" эру в 2020-21 гг., уходило по 57 месяцев.

Почему сроки строительства так важны? Пока электростанция строится, она не приносит дохода. И если сооружение ветряной электростанции занимает год, а газовой ТЭС - 2-3 года, то АЭС - минимум 6 лет, при этом капиталовложения формируют до 80% затрат за весь жизненный цикл АЭС (а значит и "нагружают" профиль затрат). И если 6 лет "превращаются" в 10-12, экономика проекта резко ухудшается. Тем более, что time overrun обычно трансформируется в cost overrun.

#АЭС #СрокиСтроительства

Газификация по-турецки: BOTAS и крупные потребители платят за население

Турецкая государственная газовая компания BOTAS, являющаяся крупнейшим импортером (90% в 2023 г. и 99,9% в 1К2024) и оптовым продавцом газа в Турции, опубликовала прейскурантные оптовые цены на газ на июль.

Оптовые цены на газ для промышленности остаются стабильными с октябре 2023 г., составляя 8 549 лир/тыс. м3 (261 долл./тыс. м3) для крупных производств. Цены для населения не меняются на протяжении последних трех лет: BOTAS продает природный газ бытовым потребителям по 4 080 лир/тыс. м3 (125 долл./тыс. м3); промышленные потребители платят двое больше, электростанции - втрое. Установленные для населения цены заметно ниже не только расценок для коммерческих потребителей, но и стоимости импорта. Сейчас разрыв с импортными ценами составляет 180 долл./тыс. м3. Если бы не "субсидии" BOTAS, турецкому населению пришлось бы платить вдвое больше.

Заниженные цены создают для населения стимулы переходить на природный газ, а для газораспределительных компаний – проводить ускоренную газификацию жилого сектора, ведь это расширяет продажи в условиях стагнации спроса на газ со стороны коммерческих потребителей. Важным стимулом является то, что стоимость фасованного сортового угля, обычно используемого в сельской Турции для отопления и разогрева пищи, сейчас в 1,1-1,2 раза дороже природного газа (в зависимости от региона). В большинстве стран мира соотношение не в пользу газа, уголь обычно стоит на 20-50% дешевле.

BOTAS в отличие от "Газпрома" не добывает природный газ (этим занимается материнская Türkiye Petrolleri, и её добыча не покрывает и 10% потребления населения), поэтому низкие цены на газ для граждан субсидируются за счет высокой стоимости газа для промышленности и электростанций. Высокие цены для коммерческих потребителей, однако, сокращают спроса в этих "рыночных" секторах, ограничивая возможности перекрестного субсидирования. В среднесрочной перспективе BOTAS сможет сохранять заниженные тарифы для населения только при низких ценах на газ в Европе. Или - если, например, "Газпром" согласиться продавать турецкой компании газ по формуле "Белоруссия плюс", тем более, что "искренние отношения" с BOTAS уже есть.

#Турция #ЦенаНаГаз #BOTAS

Добыча нефти в России. Что случилось в июне?

ЦДУ и Росстат сохраняют молчание, но свои оценки российской добычи нефти продолжают публиковать международные агентства. Первым по традиции отчитался Argus (Platts и остальные участники рынка опубликуют свои расчеты на этой неделе). По оценке агентства, в июне добыча нефти в России снизилась на 0,12 мбд, до 9,14 мбд (38.2 млн т при пересчете с учетом "уточненного коэффициента баррелизации ЦДУ").

При этом Argus заметно пересмотрел расчеты по майской добыче, "подняв" оценки сразу на 0,15 мбд, до 9,26 мбд (таким образом, "текущая" оценка июня оказалась на 0,03 мбд выше майских данных). Заметные расхождения в текущих и уточненных (спустя месяц) оценках уже были год назад, когда отрасль также испытывала турбулентность из-за резкого сокращения квот ОПЕК+ (с июля 2023 г. квота была снижена с 10,48 мбд до 9,33 мбд) и необходимости быстрой перестройки добычи. Тогда Argus также пересматривал оценки и обычно - вверх.

Есть ли вероятность, что июньская оценка добычи будет вновь пересмотрена вверх? Да. Международные агентства оценивают динамику добычи на основе доступных данных по экспорту, переработке нефти, запасам, данным участников рынка и в начале месяца таких данных совсем немного. Но уже доступная информация говорит о том, что в июне 2024 г. российские нефтяники чувствовали себя совсем неплохо - суточный экспорт нефти вырос на 5% м/м при восстановлении спроса в нефтепереработке после выхода из ремонтов НПЗ в Поволжье и на Юге. Вероятно, итоговая оценка добычи может быть ближе к 9,2 мбд, а не к 9,1 мбд.

#ДобычаНефти #Россия #ОПЕК #Argus

Независимые китайские НПЗ: низкая маржа стимулирует спрос на иранскую нефть

Китайские независимые НПЗ продолжают испытывать рыночное давление из-за слабого спроса на внутреннем рынке и падения маржи переработки - по оценкам OilChem, их заработки сейчас близки к "0". Для снижения затрат НПЗ все чаще просят у поставщиков нефти скидки и выбирают самых щедрых из них.

В июне 2024 г. сорт Iranian Heavy в портах Шаньдуна (базис DES Shangdong) предлагался со скидкой в $9/барр., Iranian Light - со скидкой $5-6/барр., что привело к увеличению спроса на так называемый "малайзийский бленд" (иранскую нефть перегружают с танкера на танкер в прибрежных водах Малайзии для ухода от санкций). Iranian Heavy стоит на $6/барр. дешевле Urals и на $8/барр. - чем ESPO. Скидки на иранскую нефть заметно выросли в последние полтора месяца, что привело к заметному изменению структуры поставок нефти для китайских независимых НПЗ.

Закупки ESPO в июне упали на 53% м/м (-63% г/г), до 1,08 млн т, Urals - незначительно выросли (+8% м/м), но это было связано с эффектом низкой базы (за месяц в Китай пришло всего 2 танкера). При этом выросли поставки не только "малазийской смеси", но и (относительно) тяжелых ближневосточных сортов, включая Arab Heavy и Basrah Medium.

А что же ESPO? А ESPO уходит в Индию. Reliance Industries и Indian Oil пока не готовы конкурировать с китайскими нефтепереработчиками за (подсанкционную) иранскую нефть и тоже выбирают самый дешевый - из возможных - вариант.

#Китай #ESPO #Urals

Казахстан: ожидание 4-го НПЗ

Казахстанские и российские СМИ сообщают о планах строительства "4-го НПЗ" в Западно-Казахстанской области (ЗКО). Сейчас в Казахстане работает 3 крупных НПЗ (в Атырау, Павлодаре и Чимкенте), построенных еще в советское время и прошедших модернизацию в 2000-2010-х гг. Кроме того, топливо выпускает АО "Конденсат", небольшой завод, находящийся в Западно-Казахстанской области, и ряд мини-НПЗ, а крупным производителем битума является Caspi Bitum.

Вопрос о 4-м НПЗ давно находится в центре обсуждения в Казахстане, т.к. сейчас рынок бензина "почти" сбалансирован (небольшой импорт АИ-95/АИ-98 осуществляется из России и Белоруссии), рынок дизельного топлива - устойчиво дефицитен. Решение проблемы возможно как за счет расширения действующих НПЗ (обсуждается значительное увеличение мощностей Шымкентского и Павлодарского НПЗ), так и строительства новых заводов. К 2030 г. переработка нефти на казахстанских НПЗ планируется нарастить на две трети к 2023 г., до 30 млн т.

Когда же в ЗКО появится новый НПЗ? Вероятно, не скоро. Ведь еще в 2018 г. глава ЗКО сообщал, что на площадке вблизи станции Алгабас скоро "начнутся работы", а проект финансируется "арабскими инвесторами". Завод действительно начал строится, но в 2019 г. инвесторы поссорились, стройка остановилась, а оборудование и стройматериалы - исчезли с площадки. Возможно, новый инвестор возобновит строительство НПЗ, но главный вопрос - в доступности нефти.

В 2023 г. в Казахстане было добыто 90 млн т, на переработку направлено 17,5 млн т. Кажется, что ресурс для наращивания переработки велик - на экспорт направляется 80% всей добычи. Но есть ограничения - поставки на внутренний рынок низкомаржинальны, а интерес у производителей - минимален. И если правительство может легко обязать поставлять нефть на НПЗ госкомпанию "Казмунайгаз" и небольших производителей, то с крупными СРП (Тенгиз, Кашаган и Карачаганак) все намного сложнее. В договорах об СРП (добывают больше половины всей нефти) нет обязательств поставки на внутренний рынок и власти не могут потребовать от СРП начать отгружать нефть на внутренний рынок (стабильность работы СРП закреплена в договорах с инвесторами). И именно эти месторождения обеспечат весь прирост добычи в 2025-30 гг., при том, что добыча прочих игроков будет падать. Таким образом, для нового НПЗ критичен не столько вопрос финансирования или поставок оборудования, а - наличия ресурса. С этим пока проблемы.

#Казахстан #Нефтепереработка #Тенгиз

История по четвергам. Возвращение IGAT-1: возможные поставки газа из России в Иран

В конце июня "Газпром" и National Iranian Gas Company (NIGC) подписали меморандум о проработке организации поставок газа из России в Иран. И хотя аналитики видят перспективу в "реверсной нитке газопровода "Средняя Азия-Центр" (спойлер - сейчас это невозможно, речь может идти только о свопе с Туркменистаном, который не испытывает потребности в таких операциях), поставки, вероятно, будут осуществляться через Иран, по газопроводу Казимагомед-Астара. Этот газопровод был построен 54 года назад в рамках сделки "газ в обмен на оборудование" между СССР и Ираном. В 1960-70-х гг. экономика советского Закавказья быстро росла, газа не хватало и СССР договорился с Ираном о строительстве газопровода с юга Ирана к границам Союза. Это был IGAT-1 (Iran Gas Trunkline), первый магистральный иранский газопровод.

Поставки газа начались в 1970 г., а уже в 1972 г. импорт составил 8 млрд м3, превышая экспорт газа из СССР в Европу. В начале газ обходился СССР недорого - в 1972 г. Иран получал 10,9 долл./тыс. м3, к 1978 г. цены выросли до 28 долл./тыс. м3. Но после революции 1979 г. Иран потребовал увеличения расценок до 134 долл./тыс. м3 (сейчас американские производители были бы рады таким ценам). И - после отказа СССР - остановил поставки.

Вторую жизнь газопровод получил в середине 2000-х гг., когда Иран и Азербайджан договорились о своповых поставках: Азербайджан поставлял газ на север Ирана, Иран - в Нахичевань, азербайджанский эксклав. Рост спроса на газ на севере Ирана и напряженный газовый баланс в Азербайджане создали условия для заключения трехстороннего свопа с Туркменией в ноябре 2021 г.: Иран получает 1,5-2 млрд м3 газа из Туркмении взамен передавая аналогичные объемы Азербайджану. Кроме того, Азербайджан импортирует газ напрямую из Ирана.

На что может рассчитывать "Газпром", если трио превратится в квартет? Сейчас Азербайджан покупает газ у Туркмении и Ирана по 150 долл./тыс. м3. Это - региональный стандарт. И он в два раза ниже европейских цен и на 20% (с учетом разницы в транспортном плече) меньше расценок "Газпрома" для Узбекистана. А это означает, что меморандум может остаться меморандумом. Конечно, если NIGC не будет готова заплатить больше.

#ThrowbackThursday #Иран #Газпром

Оценки спроса на нефть в 2К2024: динамика совпадает, оценки все больше расходятся

Разные исследовательские агентства по-разному оценивают мировой спрос на нефть и жидкие углеводороды. Различия могут достигать 1-2 мбд (50-100 млн т в пересчете на год) и связаны не только с отличающимися подходами к оценке добычи традиционных нефти и газового конденсата, но и учете иных источников, включая, например, т.н. refinery processing gains - объемы поступившей на переработку нефти могут оказаться меньше объема полученных нефтепродуктов, имеющих меньший чем нефть удельный вес (ведь измерение происходит в баррелях, для массы действует закон сохранения).

Но отличаются не только абсолютные оценки, но и приросты. В 1К2024 оценки увеличения спроса варьировались от 0.8 мбд до 2.2 мбд. Наибольший оптимизм сохраняла OPEC, тогда как инвестбанки и агентства из стран-потребителей были более консервативны. Конечно, оценки спроса подвижны (часто до финального результата данные пересматриваются 3-5 раз, причем может меняться даже знак изменения), но для рынка важны именно первые, оперативные данные.

#СпросНаНефть #OPEC #EIA #IEA

История по четвергам. Вахта как новация

У советской экономики было много проблем. Егор Гайдар указывал, что многие из советских чиновников плохо ориентировались в данных по бюджету и платежному балансу, уделяя большее внимание АПК. К сельскому хозяйству, при этом, тоже были вопросы.

В реальном секторе - помимо высокой монополизации, планового распределения товаров и дефицита ресурсов, - важными проблемами были "жесткость" цен и "отсутствие" банкротств. И если регулируемые цены создавали искажения и дефицит на рынке, то фактический "запрет" на банкротства и уход с рынка неэффективных производств - навес неконкурентных мощностей.

Но были и исключения. Среди них - рынок нефтесервисных услуг. В 1950-60-е гг. основные мощности по бурению и обслуживанию скважин были сконцентрированы в Урало-Поволжье и на Украине. В 1970-е гг. добыча нефти в этих регионах начала падать, а спрос на нефтесервисные услуги резко сократился. При этом в Западной Сибири нужно было бурить все больше и больше. Но предприятия из Поволжья ("Татнефть", "Башнефть") не хотели расставаться с имеющимся парком оборудования, ремонтными предприятиями и техникумами, а их рабочие - переезжать в Сургут и Нижневартовск. Выходом стала вахта.

В начале 1970-х гг. "Главтюменнефтегаз", отвечающий за разработку нефтяных месторождений нефти в Тюменской области, самостоятельно бурил и обслуживал скважины. Но уже в 1977 г. вахтовики из "Татнефти", "Башнефти" и "Куйбышевнефти" прошли на месторождениях главка первые 17 тыс. м. Широкое привлечение вахтовиков позволило ускорить разработку Западно-Сибирской нефтяной провинции, став одной из последних инициатив Виктора Муравленко, легендарного главы "Главтюменнефтегаза". Сибирский главк не был пионером - с начала 1970-х гг. "Грузнефть" привлекала вахтовиков из Грозного и Краснодара, но объем выполняемых работ был небольшим, а сами вахты - краткосрочными.

К середине 1980-х гг. в Западной Сибири работали буровики не только из Башкирии и Татарии, но и из Украины, Белоруссии, Грозного. Вахтовики обеспечивали 40% всей проходки в бурении, занимались ремонтами скважин, а выполняемый ими объем работ превышал заказы на собственных месторождениях (в Поволжье, на Украине).

Вахтовая система позволила этим компаниям сохранить работников и компетенции, не превращаясь в "планово-убыточные" предприятия с раздутыми штатами. Вахтовая система пережила даже 1990-е гг. (при заметном сокращении масштабов) и сохраняется и сейчас - конечно, в меньших масштабах и при другой организации рабочих процессов.

#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #Нефтесервис

Александр Лукашенко: 30 лет как один день

20 июля 1994 г. Александр Лукашенко вступил на пост Президента Республики Беларусь. Прошло тридцать лет и сейчас Александр Лукашенко абсолютный рекордсмен в СНГ (Эмомали Рахмонов, второй "долгожитель", возглавил Таджикистан в ноябре 1994 г.) по продолжительности нахождения у власти, а в мире - входит в топ-5. Петр Машеров, первый секретарь ЦК КПБ, оказавший огромное влияние на белорусскую политическую и экономическую элиту второй половины XX века, пробыл в здании на Карла Маркса, 38 (сейчас в здании ЦК КП Беларуси находится Администрация президента), в два раза меньше.

Александр Лукашенко - неординарный политик, и секрет его долголетия не только в искусстве политического маневра, но и в особых отношениях с Россией, ключевым внешнеполитическим и экономическим партнером. Свободный доступ на российский рынок, льготные (и часто невозвратные) кредиты, совместные предприятия. А в основе белорусской экономической модели была и остается дешевая энергия с Востока. Возможность покупать российские нефть и газ с существенными дисконтами (задолго до того, как это стало трендом), обеспечили конкурентоспособность и долгосрочную стабильность белорусской экономики. В 2023-24 гг. энергетический "импульс" ослаб из-за снижения мировых цен и удорожания логистики для белорусского экспорта, но - остается существенным. Кстати, каким?

#Белоруссия #Лукашенко #НефтегазовыеСубсидии

Белоруссия: 5.4 млрд долл. энерго-субсидий в 2023 г., 120 млрд за 30 лет

Привилегированные отношения с Россией в энергетической сфере возникли почти сразу после прихода к власти Александра Лукашенко. В середине 1990-х гг. Россия переходила на рыночные условия поставок нефти со странами СНГ, но эти нововведения не затронули Белоруссию: в начале 1995 г. РБ заключила с Россией Договор о добрососедстве и сотрудничестве, а уже через 4 года договорилась об образовании Союзного государства.

Это позволило требовать Белоруссии от России поставок нефти и газа по сниженным ценам. Эффект от доступа к дешевой энергии стал особенно заметен в середине 2000-х гг., когда энергетический трансферт со стороны России достигал 8-16%. МВФ дает еще более высокие оценки, полагая, что, например, в 2008 г. 1/5 белорусской экономики формировалась за счет получения нефти и газа из России по низким ценам. Заметные различия в оценках обычно связаны с тем, какие цены считаются "рыночными" при оценке получаемой субсидии: мы берем средние экспортные цены из России (исключая РБ), МВФ - индикативные цены поставок в Западную Европу. Оба подхода имеют свою логику и недостатки - например, сейчас сложно говорить о том, что цены на газ в ФРГ остаются для "Газпрома" рыночным ориентиром.

Налоговые маневры в российской нефтяной отрасли заметно снизили энергетический трансферт в РБ. В октябре 2022 г. Белоруссии удалось добиться от России подписания договора об общих принципах налогообложения и косвенных налогов, получив доступ к вычету по акцизу на нефтяное сырье. Редкая в мировой практике ситуация, когда одно государство выплачивает другому де-факто внутренний налоговый вычет. В 2024 г. в рамках этого механизма РБ получит 0,65 млрд долл. Приятно, но на порядок меньше показателей 2014-15 гг. (5-5,5 млрд долл.). Газовая субсидия остается высокой, но и здесь Белоруссии не удалось добиться программы-максимум - Александр Лукашенко хотел покупать газ по цене "для Смоленской области", а пока что платит почти в 2 раза больше.

И все же - в 2023 г. энергетический трансферт из России составил 5,4 млрд долл., в 2024 г. РБ получит 3,5 млрд долл. За последние 30 лет Белоруссия выручила 120 млрд долл. от привилегированных отношений с Россией. Возможно, А. Лукашенко хотел бы большего, но и этот результат было достичь совсем непросто. Дональд Трамп точно одобрил бы.

#Белоруссия #НефтегазовыеСубсидии #Россия

Транзит нефти через Украину для Венгрии: кто остановил - "Лукойл" и "Укртранснафта"?

18 июля словацкая Transpetrol сообщила о приостановке поставок нефти "Лукойла" по южной ветке системы "Дружба", связав это с введенным Украиной запретом на транзит. Ранее о "проблемах" с транзитом российской нефти через Украину заявляли венгерские власти. При этом "Укртранснафта", оператор украинского участка "Дружбы", утверждает, что "транспортировка нефти осуществляется в плановом режиме в соответствии с заявками заказчиков", а "Лукойл" "не является владельцем нефти", транспортируемой по территории Украины".

Возможно, что приостановить поставки была вынуждена именно российская компания. В июне 2024 г. Совет нацбезопасности и обороны Украины запретил транзит, принадлежащих "Лукойлу" товаров по территории страны. И даже, если формально российская компания не имеет отношение к транспортируемой через Украину нефти (передавая права собственности, например, иностранному трейдеру), риск ареста такой нефти из-за санкционного статуса может быть высоким. Поэтому, компания могла взять тайм-аут для оценки всех возможных рисков. Во всяком случае, именно так трактуют сообщение Bloomberg многие украинские СМИ.

"Лукойл" традиционно является одним из основных российских поставщиков нефти в Венгрию и Словакию. Кроме того, у MOL есть контракт с "Татнефтью", а с 2023 г. заметную роль в снабжении венгерских НПЗ начали играть небольшие российские ВИНК. В 2023 г. "Лукойл" экспортировал в Венгрию 1,4 млн т, в Словакию - 2 млн т. За 5М2024 "Лукойл", по оценкам "Коммерсанта", поставил в эти страны 1,53 млн т. Российские нефтяники остаются главными, если не единственными партнерами венгерской MOL: доля импорта из России за 5М2024 в поставках на венгерские и словацкие НПЗ достигла 97%. Slovnafta в феврале 2024 г. получила одну партию нефти из США (36 тыс. т), но для выполнения амбициозного плана по диверсификации поставок уже в 2025 г. этого мало.

#Украина #Венгрия #MOL

Венгерская MOL: а есть ли альтернативы?

Какие есть альтернативы у "Лукойла" и MOL, если проблему не удастся решить быстро - например, просто передав контракт с "Лукойлом" дружественному трейдеру?

Российская компания может увеличить поставки на другие рынки, перенаправив нефть из "Дружбы" по БТС-2 на Усть-Лугу ("Роснефть" поступила так 2 года назад). Спрос на российскую Urals остается высоким, предложение ограничено. О том, что проблем с реализацией не будет говорит и динамика дисконтов для Urals, сократившихся, по оценкам Platts, за последние полтора месяца на $2/барр., до $9,5/барр.

MOL, столкнувшейся с проблемами в середине высокого сезона будет сложнее. Оперативно наладить импорт по альтернативным маршрутам будет сложно и дорого: нефтепровод Adria из хорватского Омишаля уже работает с полной загрузкой, а поставки по железной дороге будут очень дорогими. Тем более, что за нероссийскую нефть придется платить премию, а не получать приятные для маржи скидки.

Краткосрочно у MOL есть резервы - запасы нефти в хранилищах в Венгрии и Словакии вблизи максимумов, составляя 2,6 млн т, это 2,5 месяца работы НПЗ. И если MOL удастся найти решение за несколько недель - рынок может и не заметить сокращения поставок.

#MOL #Лукойл #Дружба

Украина получит старые котлы и турбины из Литвы. Gamechanger?

Литовское издание Delfi сообщает о планах Литвы передать Украине старое оборудование с выведенных из эксплуатации ТЭС для восстановления работы разрушенных в результате российских обстрелов украинских теплоэлектростанций.

Литовское министерство энергетики оценивает стоимость этого оборудования в 50 млн €, считая его уникальным - в Латвии и Эстонии советские котлы и турбины не только вывели из эксплуатации, но уже и сдали на металлолом, а Литва - бережно хранила последние 10 лет.

Речь может идти об оборудовании Вильнюсской ТЭЦ-3 (остановлена в 2015 г.) и Литовской ГРЭС (в Электренай), а также Игналинской АЭС (не работающей уже больше 15 лет).

На Вильнюсской ТЭЦ-3 сохранилось оборудование для 2-х энергоблоков с турбинами Т-180-130 производства ЛМЗ, установленными в 1984/1985 гг. Литовская ГРЭС, одна из крупнейших в стране, сейчас состоит из двух энергоблоков мощностью по 300 МВт каждый, построенных в 1971-72 гг. и новой ПГУ, введенной в 2013 г. Сейчас советские энергоблоки выведены в "третичный резерв", а ПГУ работает с минимальной нагрузкой (использование установленной мощности в 2023 г. составило 8%), но, вероятно, с ней Ignitis gamyba не будет готова расстаться. Таким образом, Украина может получить 4 турбины и 4 генератора, примерно 1 ГВт мощностей. Сейчас неизвестно состояние этих мощностей и способность нести постоянную нагрузку (при невозможности Украина может разобрать это оборудование на запчасти).

Но у Украины нет выбора - по данным ДТЭК, крупнейшего оператора ТЭС на Украине, у компании выведено из строя 80% мощностей, у Центрэнерго - 100%. Однако и помощь Литвы вряд ли кардинально изменит ситуацию, ведь на Украине разрушено свыше 11 ГВт тепловых мощностей.

#Украина #Литва #Электроэнергетика

Япония: туристический бум привел к дефициту авиакеросина

На протяжении многих лет Япония была одним из самых дорогих туристических направлений в мире. Но быстрая девальвация иены - за 2020-24 гг. курс японской валюты к доллару США упал в полтора раза (до 157 иен/долл.), - привела к снижению стоимости посещения страны для иностранных туристов. В мае 2024 г. в Японию приехало 3 млн иностранных туристов. Самыми активными традиционно были соседи из Восточной Азии - Южной Кореи (739 тыс.), Китая, (545 тыс.), Тайваня и Гонконга, на которых пришлось две трети всех посещений. Лидером по динамике стала Россия - турпоток в Японию в мае вырос в 2,7 раза г/г, - конечно, из-за эффекта низкой базы (всего 8 тыс. туристов).

Рост турпотока привел к неожиданной проблеме - японские аэропорты (подавляющее большинство туристов в страну прилетает на самолетах) столкнулись с дефицитом авиакеросина. Правительство Японии создало оперативный штаб по решению проблемы, предложило нефтяникам изменить график ремонтов и - впервые в истории - приняло решение о начале импорта авиатоплива. Первая партия прибудет в токийский аэропорт Нарита уже в июле и позволит заправить "до 300 рейсов". В среднесрочной перспективе Япония планирует нарастить объем мощностей по хранению авиакеросина и увеличить количество судов и автоцистерн для транспортировки топлива.

Эти меры точно не будут лишними. В июне 2024 г. турпоток достиг рекордных 3,14 млн чел., а в целом в 2024 г. ожидается, что Японию посетят 35 млн чел. И темпы роста останутся высокими, ведь ни ФРС (сохраняет высокие ставки), ни Банк Японии (сохраняет низкие ставки), ни валютные спекулянты (играют против иены и выводят средства в зарубежные, более доходные финансовые инструменты) пока не планируют менять своей тактики, а значит, посещение Японии будет становиться доступным для большего числа туристов.

#Япония #Авиатопливо #Импорт

Немецкий химпром: экспортная модель позади

VCI, немецкое отраслевое объединение химических и нефтехимических компаний, обновило прогноз развитие сектора на этот год, ожидая возвращения к росту после двух лет спада. Выпуск вырастет на 3,5% г/г, драйверами роста станут производство неорганических химикатов (хлор, серная кислота) и базовых полимеров (+8,5% в 1П2024) из-за "возвращения цен на нефть и газ на приемлемый уровень".

Немецкий химпром действительно тяжело переживал кризис 2022-23 гг. - выпуск упал на 15%, только в 2023 г. закрылось свыше 300 компаний. Прекращение поставок из России сделало неконкурентоспособным экспорт многих базовых химикатов, и сейчас для изменения ситуации VCI призывает наряду с "зеленым курсом" проводить и "промышленный курс", финансируя новую индустриализацию с привлечением госсубсидий. Но хватит ли на всех денег?

#Германия #Химпром #Санкции

Зарплаты в Москве: кто зарабатывает больше?

По данным Росстата, средняя зарплата в Москве январе-апреле 2024 г. составила 154 тыс. руб. На руки работник получил меньше (134 тыс. руб.), т.к. Росстат рассчитывает зарплату с учетом НДФЛ.

В целом для Москвы характерна сравнительна низкая секторальная дифференциация - разница в уровне зарплат между средними для крупных отраслей обычно не превышает 20-30%. Но есть несколько секторов, где ситуация заметно отличается. И помимо традиционно высокооплачиваемых вакансий в банках (331 тыс. руб.) и IT, высокие зарплаты своим работникам платят в электроэнергетике, авиатранспорте и на Московском НПЗ.

Но есть одна по настоящему звездная отрасль: за первые 4 месяца 2024 г. работники, занимающиеся добычей нефти и газа в Москве, "в среднем" зарабатывали больше 1,1 млн руб. в месяц. Нефть и газ в Москве не добывают, но в столице находятся штаб-квартиры крупнейших нефтяных компаний ("Роснефть", "Лукойл"), что и приводит к тому, что "добычи нет, а отрасль - есть": в 2023 г. в Москве в этом секторе работало 6,2 тыс. чел. а зарплаты были самыми высокими в городе.

Такое искажение характерно не только для нефтегазового сектора, но и для электроэнергетики (в Москве находятся центральные аппараты "Россетей", "ИнтерРАО" и др.), табачной промышленности и банков. Но - в гораздо меньшей степени.

#Москва #Зарплаты #Нефтегаз

АЭС Дукованы: CEZ выбрала KHNP

На прошлой неделе CEZ выбрала компанию, которая будет заниматься строительством 2-й очереди АЭС Дукованы. 5/6-й энергоблоки мощностью по 1055 МВт каждый будут построены корейской KHNP на основе проекта APR1000. Двенадцатилетняя эпопея близка к завершению, по крайней мере, на этом этапе.

Обсуждение проекта началось еще в 2012 г., в 2016 г. CEZ подготовила оценку воздействия на окружающую среду, а затем в течение нескольких лет вело переговоры с потенциальными участниками. "Росатом" и китайская GGN были исключены из рассмотрения в 2021 г. (по требованию чешских властей), а затем три года CEZ выбирал между Westinghouse, EdF и KHNP. Решение в пользу KHNP было, вероятно, принято с учетом высоких сроков строительства и отсутствии значительных cost overrun, с которыми часто сталкивались проекты американских и европейских компаний. Но и корейское предложение не будет дешевым. CEZ заплатит 200 млрд крон за каждый энергоблок (8,6 млрд долл.). Всего за год расценки выросли на четверть. Правда, до 60% инвестиций будут конвертированы в заказы для чешских предприятий благодаря высокому уровню локализации проекта.

Конечно, участие в тендере "Росатома" и GGN поменяло бы ситуацию - и российская компания, и китайские предприятия умеют строить электростанции намного дешевле. Например, "Росатом" планирует построить 1-ю очередь Курской АЭС-2 всего за $2,8 тыс./кВт, в три раза дешевле корейского реактора.

#АЭС #KHNP #Чехия

Кинв: инвестиции в НПЗ профинансирует государство

Александр Новак поручил Минэнерго и Минфину проработать положение о продлении сроков выплаты инвестиционной надбавки до 2033 г. (сейчас - до 2031 г.), при этом нефтяники продолжать получать выплаты, даже, если не успеют ввести объекты до конца 2026 г.

Двумя месяцами ранее с такой инициативой выступал глава "Роснефти" Игорь Сечин. В рамках механизма Кинв Минэнерго заключило 21 соглашение о вводе 50 установок, общие инвестиции оцениваются в более чем 1 трлн руб. При этом Кинв остается одним из самых непрозрачных механизмов поддержки нефтепереработки - Минэнерго не публикует не только оценки выполнения соглашений, но даже - сами параметры таких соглашений (тип и мощность установок), и, более того, их участников. Поэтому сейчас о том, как выполняются соглашения по Кинв, вопреки немецкой мудрости, знают только двое - НПЗ и Правительство.

В 2023 г. выплаты по Кинв составили 158 млрд руб. Много ли это? НПЗ инвестировали в новое строительство 359 млрд руб., т.е. на уровне отрасли свыше 40% всех инвестиций было профинансировано полученными от государства платежами. На уровне отдельных проектов и НПЗ это не так, некоторые НПЗ уже ввели установки (например, УЗК на Нижегородском НПЗ "Лукойла") и сейчас получают выплаты, окупая понесенные инвестиции. Многие НПЗ реализуют проекты вне механизма Кинв.

Тем не менее, к 2028-30 гг. нефтепереработка может стать второй после электроэнергетики отраслью в России с полностью планируемыми инвестициями. В этих условиях все инвестпроекты будут утверждаться на уровне Минэнерго, а их окупаемость зависеть не столько от рыночной конъюнктуры, сколько от доступа к компенсационным схемам. С точки зрения экономической политики это не СССР-2.0, а, скорее, Индия 1970-х гг. с широкими внерыночными механизмами планирования и госрегулирования.

#Россия #Кинв #Нефтепереработка