Снижение цен приведет к сокращению перевалки угля в портах Северо-Запада
Одним из ключевых рисков экспорта угля является снижение цен, которое негативно влияет на маржинальность поставок угля морским транспортом. Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизилась с $318 за тонну в январе 2023 г. до $127 за тонну в ноябре 2023 г.
Сохранение такой динамики может негативно отразиться на динамике перевалки угля в портах Северо-Запада, которые в условиях дефицита пропускной способности РЖД используются для поставок угля в страны АТР: по итогам первых девяти месяцев 2023 г. транспортировка угля к портам Северо-Запада выросла на 12% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до 43,2 млн т). В свою очередь, транспортировка угля к портам Азовско-Черноморского бассейна (АЧБ) за тот же период снизилась на 13% (с 26,3 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 22,9 млн т в январе-сентябре 2023 г.), но все равно оставалась выше докризисного уровня (21,1 млн т в январе-сентябре 2021 г.).
В целом, после эмбарго ЕС средняя дальность морской перевозки угля выросла с 3,1 тыс. км до 6,5 тыс. км. При этом удельная стоимость перевозки угля выросла чуть более чем втрое – с $11,9 за тонну на маршруте Мурманск-Роттердам до $37,3 за тонну на маршруте Мурманск-Мундра (Индия). Чем ниже цены, тем ниже маржинальность перевозок. Поэтому, скорее всего, в 2024 г. будет происходить сокращение перевалки угля в портах Северо-Запада, что будет отражаться на общей динамике экспорта.
Говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Одним из ключевых рисков экспорта угля является снижение цен, которое негативно влияет на маржинальность поставок угля морским транспортом. Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизилась с $318 за тонну в январе 2023 г. до $127 за тонну в ноябре 2023 г.
Сохранение такой динамики может негативно отразиться на динамике перевалки угля в портах Северо-Запада, которые в условиях дефицита пропускной способности РЖД используются для поставок угля в страны АТР: по итогам первых девяти месяцев 2023 г. транспортировка угля к портам Северо-Запада выросла на 12% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до 43,2 млн т). В свою очередь, транспортировка угля к портам Азовско-Черноморского бассейна (АЧБ) за тот же период снизилась на 13% (с 26,3 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 22,9 млн т в январе-сентябре 2023 г.), но все равно оставалась выше докризисного уровня (21,1 млн т в январе-сентябре 2021 г.).
В целом, после эмбарго ЕС средняя дальность морской перевозки угля выросла с 3,1 тыс. км до 6,5 тыс. км. При этом удельная стоимость перевозки угля выросла чуть более чем втрое – с $11,9 за тонну на маршруте Мурманск-Роттердам до $37,3 за тонну на маршруте Мурманск-Мундра (Индия). Чем ниже цены, тем ниже маржинальность перевозок. Поэтому, скорее всего, в 2024 г. будет происходить сокращение перевалки угля в портах Северо-Запада, что будет отражаться на общей динамике экспорта.
Говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
ЕС был основным рынком сбыта жидкого пропана из России
ЕС был крупнейшим рынком для российских поставщиков жидкого пропана – этот вид сырья вошел в 12-й пакет санкций ЕС.
По данным Федеральной таможенной службы (ФТС), Россия в 2021 г. экспортировала в страны ЕС 1,49 млн т пропана на общую сумму в $697 млн (более поздних данных нет). Для сравнения: поставки жидкого пропана во все прочие страны достигли 607 тыс. т, а выручка – $311 млн.
Доля европейского рынка в структуре экспорта жидкого пропана в последние годы снижалась: в структуре физических поставок доля ЕС снизилась с 77% в 2017 г. до 71% в 2021 г., а в структуре выручки – с 76% до 69% соответственно. Однако потеря европейского рынка все равно будет чувствительной.
ЕС был крупнейшим рынком для российских поставщиков жидкого пропана – этот вид сырья вошел в 12-й пакет санкций ЕС.
По данным Федеральной таможенной службы (ФТС), Россия в 2021 г. экспортировала в страны ЕС 1,49 млн т пропана на общую сумму в $697 млн (более поздних данных нет). Для сравнения: поставки жидкого пропана во все прочие страны достигли 607 тыс. т, а выручка – $311 млн.
Доля европейского рынка в структуре экспорта жидкого пропана в последние годы снижалась: в структуре физических поставок доля ЕС снизилась с 77% в 2017 г. до 71% в 2021 г., а в структуре выручки – с 76% до 69% соответственно. Однако потеря европейского рынка все равно будет чувствительной.
Выход Анголы из ОПЕК – еще один шаг к развалу сделки ОПЕК+
Вне зависимости от того, продолжит ли Ангола участие в сделке ОПЕК+, выход страны из ОПЕК может дополнительно подорвать веру нефтяного рынка в саму возможность удержания высоких цен за счет сдерживания предложения.
Ангола не входила в число ведущих участников сделки, к которым принадлежит Россия и «Большая четверка ОПЕК» (Саудовская Аравия, Ирак, ОАЭ, Кувейт): в 2022 г. на долю Анголы приходилось лишь 3% добычи ОПЕК+, тогда как на долю России и Саудовской Аравии – в общей сложности 52% (оценка Минэнерго США).
Более того, добыча нефти в Анголе в период с 2015 по 2022 гг. снизилась на треть – с 1,8 млн до 1,2 млн баррелей в сутки (б/с), в том числе из-за сокращения дебита морских месторождений, расположенных неподалеку от побережья Западной Африки.
Однако в ноябре 2023 г. Саудовская Аравия все равно добилась от Анголы сокращения квоты на добычу на 170 тыс. б/с – это должно было продемонстрировать рынку, что Саудовская Аравия несет бремя сокращений вовсе не в одиночку. Теперь эти усилия выглядят напрасными, даже если Ангола формально сохранит участие в сделке ОПЕК+.
Скорее всего, Ангола будет пытаться восстановить прежний уровень добычи за счет использования плавучих установок по добыче, хранению и отгрузки (FPSO) нефти: согласно прогнозу Rystad Energy, Ангола разделит с Малайзией четвертое общемировое место по количеству заказов на строительство судов FPSO в период до 2030 г. (3 новых FPSO) – по этому показателю страна уступит только Бразилии (12), Гайане (6) и Великобритании (4).
В этой связи Ангола, пусть и не сразу, но станет одним из драйверов прироста нефтедобычи. Это будет снижать эффективность сделки ОПЕК+, распад которой может стать реальностью во второй половине 2020-х.
Вне зависимости от того, продолжит ли Ангола участие в сделке ОПЕК+, выход страны из ОПЕК может дополнительно подорвать веру нефтяного рынка в саму возможность удержания высоких цен за счет сдерживания предложения.
Ангола не входила в число ведущих участников сделки, к которым принадлежит Россия и «Большая четверка ОПЕК» (Саудовская Аравия, Ирак, ОАЭ, Кувейт): в 2022 г. на долю Анголы приходилось лишь 3% добычи ОПЕК+, тогда как на долю России и Саудовской Аравии – в общей сложности 52% (оценка Минэнерго США).
Более того, добыча нефти в Анголе в период с 2015 по 2022 гг. снизилась на треть – с 1,8 млн до 1,2 млн баррелей в сутки (б/с), в том числе из-за сокращения дебита морских месторождений, расположенных неподалеку от побережья Западной Африки.
Однако в ноябре 2023 г. Саудовская Аравия все равно добилась от Анголы сокращения квоты на добычу на 170 тыс. б/с – это должно было продемонстрировать рынку, что Саудовская Аравия несет бремя сокращений вовсе не в одиночку. Теперь эти усилия выглядят напрасными, даже если Ангола формально сохранит участие в сделке ОПЕК+.
Скорее всего, Ангола будет пытаться восстановить прежний уровень добычи за счет использования плавучих установок по добыче, хранению и отгрузки (FPSO) нефти: согласно прогнозу Rystad Energy, Ангола разделит с Малайзией четвертое общемировое место по количеству заказов на строительство судов FPSO в период до 2030 г. (3 новых FPSO) – по этому показателю страна уступит только Бразилии (12), Гайане (6) и Великобритании (4).
В этой связи Ангола, пусть и не сразу, но станет одним из драйверов прироста нефтедобычи. Это будет снижать эффективность сделки ОПЕК+, распад которой может стать реальностью во второй половине 2020-х.
Иранский фактор: экспорт нефти из Малайзии превысил добычу вдвое
Тренд последних двух лет – стремительный рост экспорта нефти из Малайзии в КНР.
Если в I квартале 2022 г. объем экспорта составлял 331 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2023 г. он достиг 800 тыс. б/с, а в III квартале 2023 г. – 1,18 млн б/с, согласно данным портала Trade Map – проекта ЮНКТАД и ВТО в области агрегации национальной таможенной статистики.
Для сравнения: добыча нефти в Малайзии в III квартале 2023 г. составила 575 тыс. б/с, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Тем экспорт нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи.
Ключевую роль играет теневой экспорт из Ирана. Как ранее сообщал Bloomberg, иранская нефть поступает на китайский рынок транзитом через Малайзию: танкеры с отключенными транспондерами систем навигации перевозят нефть из Ирана в Малайзию, откуда сырье транспортируется в КНР с помощью «легального» нефтяного флота.
Косвенно это подтверждает динамика добычи нефти в Иране: по оценке EIA, с декабря 2022 г. по ноябрь 2023 г. добыча нефти в Иране увеличилась на 540 тыс. б/с, достигнув 3,10 млн б/с – самой высокой отметки с момента введения эмбарго в конце 2018 г.
Тренд последних двух лет – стремительный рост экспорта нефти из Малайзии в КНР.
Если в I квартале 2022 г. объем экспорта составлял 331 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2023 г. он достиг 800 тыс. б/с, а в III квартале 2023 г. – 1,18 млн б/с, согласно данным портала Trade Map – проекта ЮНКТАД и ВТО в области агрегации национальной таможенной статистики.
Для сравнения: добыча нефти в Малайзии в III квартале 2023 г. составила 575 тыс. б/с, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Тем экспорт нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи.
Ключевую роль играет теневой экспорт из Ирана. Как ранее сообщал Bloomberg, иранская нефть поступает на китайский рынок транзитом через Малайзию: танкеры с отключенными транспондерами систем навигации перевозят нефть из Ирана в Малайзию, откуда сырье транспортируется в КНР с помощью «легального» нефтяного флота.
Косвенно это подтверждает динамика добычи нефти в Иране: по оценке EIA, с декабря 2022 г. по ноябрь 2023 г. добыча нефти в Иране увеличилась на 540 тыс. б/с, достигнув 3,10 млн б/с – самой высокой отметки с момента введения эмбарго в конце 2018 г.
Экспорт нефти в ЕС северной нитке «Дружбы» будут играть для Казахстана незначительную роль
Эксперт Кирилл Родионов отмечает, что поставки казахстанской нефти по северной ветке «Дружбы», скорее всего, так и останутся минимальными. По данным ЦДУ ТЭК, в октябре 2023 года объем поставок составил 99,8 тыс. тонн. Для сравнения, объем транзита по Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) в октябре 2023 года превысил 5 млн тонн. Соответственно, повышение ставки транзита приведет лишь к тому, что поставки по северной нитке «Дружбы» будут оставаться незначительными для Казахстана — не только по объему, но и с точки зрения кумулятивных издержек, говорит аналитик.
Мой комментарий для «Коммерсанта»
Эксперт Кирилл Родионов отмечает, что поставки казахстанской нефти по северной ветке «Дружбы», скорее всего, так и останутся минимальными. По данным ЦДУ ТЭК, в октябре 2023 года объем поставок составил 99,8 тыс. тонн. Для сравнения, объем транзита по Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) в октябре 2023 года превысил 5 млн тонн. Соответственно, повышение ставки транзита приведет лишь к тому, что поставки по северной нитке «Дружбы» будут оставаться незначительными для Казахстана — не только по объему, но и с точки зрения кумулятивных издержек, говорит аналитик.
Мой комментарий для «Коммерсанта»
Коммерсантъ
Умеренность в «Дружбе»
Российский транзит нефти через Белоруссию подорожает только на 10%
Экспорт «Газпрома» в ЕС снизился на 60%, а с ним – и поступления по НДПИ и экспортной пошлине на газ
Суммарные поступления по НДПИ на газ и экспортной пошлине на газ по итогам одиннадцати месяцев 2023 г. сократились на 46% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а в абсолютном выражении – на 1,38 трлн руб. (до 1,60 трлн руб.). Основное сокращение пришлось на сборы по экспортной пошлине на газ, которые за тот же период снизились на 69%, а в абсолютном выражении – на 1,08 трлн руб. (до 496 млрд руб.).
Ключевой причиной стало сокращение поставок газа в Европу. Если за первые одиннадцать месяцев 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 63,8 млрд куб. м, то за аналогичный период 2023 г. – 25,7 млрд куб. м. Сокращение на 60% связано, в том числе, с инфраструктурными ограничениями: в отличие от прошлого года, «Газпрому» больше не доступны газопроводы «Северный поток-1» и «Ямал-Европа», при этом для транзита газа через Украину больше не используется газоизмерительная станция (ГИС) «Сохрановка» (поставки осуществляются только через ГИС «Суджа»).
Однако было бы ошибкой говорить, что европейский рынок потерян для России навсегда. Мощность газопровода «Ямал-Европа» составляет 90 млн куб. м в сутки, а мощность украинской ГТС на границе с Евросоюзом – 390 млн куб. м/сут. При восстановлении доступа к этим мощностям трубопроводные поставки в ЕС вернутся на докризисный уровень: в IV квартале 2021 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут. (против 77 млн куб. м/сут. в первые одиннадцать месяцев 2023 г.).
Среди прочего, увеличение трубопроводных поставок будет способствовать росту доступности сжиженного природного газа (СПГ) в развивающихся странах, многие из которых в прошлом году были вынуждены сократить импорт из-за переориентации Европы на СПГ. Поэтому у возвращения России на европейский рынок будет важный гуманитарный аспект.
В целом, нефтегазовые доходы бюджета по итогам 2023 г. составят около 9 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько и в 2021 г., когда их объем достиг 9,06 трлн руб. (против 11,59 трлн руб. в 2022 г.). Это, в свою очередь, отражает тренд на остужение сырьевых рынков, который в 2023 г. был преобладающим для большинства «коммодитис»: от газа и угля до цветных и черных металлов.
На днях говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Суммарные поступления по НДПИ на газ и экспортной пошлине на газ по итогам одиннадцати месяцев 2023 г. сократились на 46% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а в абсолютном выражении – на 1,38 трлн руб. (до 1,60 трлн руб.). Основное сокращение пришлось на сборы по экспортной пошлине на газ, которые за тот же период снизились на 69%, а в абсолютном выражении – на 1,08 трлн руб. (до 496 млрд руб.).
Ключевой причиной стало сокращение поставок газа в Европу. Если за первые одиннадцать месяцев 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 63,8 млрд куб. м, то за аналогичный период 2023 г. – 25,7 млрд куб. м. Сокращение на 60% связано, в том числе, с инфраструктурными ограничениями: в отличие от прошлого года, «Газпрому» больше не доступны газопроводы «Северный поток-1» и «Ямал-Европа», при этом для транзита газа через Украину больше не используется газоизмерительная станция (ГИС) «Сохрановка» (поставки осуществляются только через ГИС «Суджа»).
Однако было бы ошибкой говорить, что европейский рынок потерян для России навсегда. Мощность газопровода «Ямал-Европа» составляет 90 млн куб. м в сутки, а мощность украинской ГТС на границе с Евросоюзом – 390 млн куб. м/сут. При восстановлении доступа к этим мощностям трубопроводные поставки в ЕС вернутся на докризисный уровень: в IV квартале 2021 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут. (против 77 млн куб. м/сут. в первые одиннадцать месяцев 2023 г.).
Среди прочего, увеличение трубопроводных поставок будет способствовать росту доступности сжиженного природного газа (СПГ) в развивающихся странах, многие из которых в прошлом году были вынуждены сократить импорт из-за переориентации Европы на СПГ. Поэтому у возвращения России на европейский рынок будет важный гуманитарный аспект.
В целом, нефтегазовые доходы бюджета по итогам 2023 г. составят около 9 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько и в 2021 г., когда их объем достиг 9,06 трлн руб. (против 11,59 трлн руб. в 2022 г.). Это, в свою очередь, отражает тренд на остужение сырьевых рынков, который в 2023 г. был преобладающим для большинства «коммодитис»: от газа и угля до цветных и черных металлов.
На днях говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Ведомости
Как российская нефтегазовая отрасль пережила 2023 год
Экспорт нефти растет на фоне небольшого снижения добычи, а вот в газовой сфере ситуация не такая позитивная
О «Силе Сибири-2» говорить пока рано
В эфире РБК-ТВ рассказал о том, почему я пока не верю в реализацию проекта "Сила Сибири-2". Среди причин - доминирование СПГ в структуре импорта газа в Китае: в 2022 г. на его долю пришлось 60% поставок газа в КНР, тогда как на долю "трубы" - 40%, а отдельно "Газпрома" - 10%. При этом благодаря уже реализуемым и заявленным проектам Китай может увеличить мощность терминалов регазификации СПГ практически вдвое.
Полная запись эфира доступна по ссылке
В эфире РБК-ТВ рассказал о том, почему я пока не верю в реализацию проекта "Сила Сибири-2". Среди причин - доминирование СПГ в структуре импорта газа в Китае: в 2022 г. на его долю пришлось 60% поставок газа в КНР, тогда как на долю "трубы" - 40%, а отдельно "Газпрома" - 10%. При этом благодаря уже реализуемым и заявленным проектам Китай может увеличить мощность терминалов регазификации СПГ практически вдвое.
Полная запись эфира доступна по ссылке
YouTube
Кирилл Родионов — о перспективах "Силы Сибири-2" и российской СПГ-отрасли. РБК-ТВ. 27.12.2023
Стремление Минфина «затянуть пояса» стало ключевой причиной дестабилизации топливного рынка
Ключевым фактором дестабилизации топливного рынка в уходящем году стало намерение Минфина «уполовинить» демпфер, которое было связано с необходимостью балансировать федеральный бюджет. Чем выше выплаты по демпферу, тем больше та величина, на которую дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
Однако после того, как вступили в силу новые правила расчета субсидий, нефтяники стали компенсировать ожидаемые финансовые потери за счет увеличения оптовых цен. Поэтому регуляторы, первоначально пойдя на экспортные запреты, были вынуждены вернуть старую формулу демпфера. В итоге топливный рынок вернулся к прежнему негласному консенсусу, в рамках которого нефтяники удерживают топливные цены в границах инфляции в обмен на получение субсидий из бюджета.
Ключевая проблема заключается в том, что этот консенсус носит нерыночный характер: при отмене субсидий ничто не сможет сдержать стремительный рост цен. Чтобы решить эту проблему, необходимо резко повышать нормативы биржевых продаж: с 15% для бензина и 12,5% для дизельного топлива (ДТ) до 50% и 33% соответственно. Повышение нормативов приведет к резкому увеличению конкуренции и снижению цен на бирже. Как следствие, топливо станет более доступным для независимых АЗС, из-за чего крупные розничные сети не смогут повышать цены без угрозы потери рынка.
Без повышения нормативов у нефтяников не будет реальных стимулов для снижения цен, на динамику которых также влияет повышение топливных акцизов: в период с 2015 по 2023 гг. акцизы на бензин и ДТ 5 класса увеличились почти втрое (с 5 530 руб. и 3 450 руб./т соответственно до 14 345 руб./т и 9 938 руб./т). В 2024 г. акцизы будут повышены на 4,9%: на бензин 5 класса – до 15 048 руб./т, на ДТ – до 10 425 руб./т. Рост акцизов – один из драйверов роста цен. Поэтому, скорее всего, в следующем году прирост розничных цен на топливо достигнет не меньше 5%, т.е. будет не ниже общего прироста потребительских цен (5,1%, согласно декабрьскому консенсус-прогнозу ЦБ).
Говорил об этом на днях в комментарии для РИА "Новости"
Ключевым фактором дестабилизации топливного рынка в уходящем году стало намерение Минфина «уполовинить» демпфер, которое было связано с необходимостью балансировать федеральный бюджет. Чем выше выплаты по демпферу, тем больше та величина, на которую дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
Однако после того, как вступили в силу новые правила расчета субсидий, нефтяники стали компенсировать ожидаемые финансовые потери за счет увеличения оптовых цен. Поэтому регуляторы, первоначально пойдя на экспортные запреты, были вынуждены вернуть старую формулу демпфера. В итоге топливный рынок вернулся к прежнему негласному консенсусу, в рамках которого нефтяники удерживают топливные цены в границах инфляции в обмен на получение субсидий из бюджета.
Ключевая проблема заключается в том, что этот консенсус носит нерыночный характер: при отмене субсидий ничто не сможет сдержать стремительный рост цен. Чтобы решить эту проблему, необходимо резко повышать нормативы биржевых продаж: с 15% для бензина и 12,5% для дизельного топлива (ДТ) до 50% и 33% соответственно. Повышение нормативов приведет к резкому увеличению конкуренции и снижению цен на бирже. Как следствие, топливо станет более доступным для независимых АЗС, из-за чего крупные розничные сети не смогут повышать цены без угрозы потери рынка.
Без повышения нормативов у нефтяников не будет реальных стимулов для снижения цен, на динамику которых также влияет повышение топливных акцизов: в период с 2015 по 2023 гг. акцизы на бензин и ДТ 5 класса увеличились почти втрое (с 5 530 руб. и 3 450 руб./т соответственно до 14 345 руб./т и 9 938 руб./т). В 2024 г. акцизы будут повышены на 4,9%: на бензин 5 класса – до 15 048 руб./т, на ДТ – до 10 425 руб./т. Рост акцизов – один из драйверов роста цен. Поэтому, скорее всего, в следующем году прирост розничных цен на топливо достигнет не меньше 5%, т.е. будет не ниже общего прироста потребительских цен (5,1%, согласно декабрьскому консенсус-прогнозу ЦБ).
Говорил об этом на днях в комментарии для РИА "Новости"
РИА Новости
Итоги года на российском рынке топлива
Топливный рынок России в течение всего 2023 года балансировал между желанием властей сэкономить бюджетные деньги, урезав субсидии нефтяникам в рамках демпфера,... РИА Новости, 27.12.2023
Forwarded from Деньги и песец
Новогодняя подборка экономических каналов - (она будет пополняться) - читаю сам и рекомендую (даже если иногда мы дискутируем и расходимся во мнениях с их авторами)
📊@proeconomics –экономическая статистика и аналитика, а также факты, цитаты из исследований, и авторские комментарии
📊@longviewecon «Экономика долгого времени» - точные наблюдения и комментарии с опорой на глубокое понимание макро и экономической теории
📊@unexpectedvalue - про финансы, банки, жилье и когнитивные искажения
📊@helicoptermacro о макроэкономике: научный подход, разбавленный мемами
📊@neoconomica - канал НИЦ имени Олега Григорьева «Неокономика»
📊@le_dauphinois - интереснейший канал о французской экономической школе
📊@furydrops – научно-популярный канал об экономике и экономической науке Григория Баженова (НИУ ВШЭ)
📊@growthecon – обзоры Даниила Шестакова — макроэкономическая теория, экономическая история и политическая экономика
📊@kirillrodionov статьи, интервью и комментарии Кирилла Родионова об экономической политике
📊@kpd_investments - авторские исследования и комментарии по фондовому рынку и экономике.
📊@workingpaper - Рабочие бумаги исследователей центральных банков (и не только)
(Иллюстрация ⬆️ – банкнота шотландского Clydesdale Bank в 50 фунтов с портретом Адама Смита (естественно). И, да, в Шотландии выпускают собственные деньги, если что)
📊@proeconomics –экономическая статистика и аналитика, а также факты, цитаты из исследований, и авторские комментарии
📊@longviewecon «Экономика долгого времени» - точные наблюдения и комментарии с опорой на глубокое понимание макро и экономической теории
📊@unexpectedvalue - про финансы, банки, жилье и когнитивные искажения
📊@helicoptermacro о макроэкономике: научный подход, разбавленный мемами
📊@neoconomica - канал НИЦ имени Олега Григорьева «Неокономика»
📊@le_dauphinois - интереснейший канал о французской экономической школе
📊@furydrops – научно-популярный канал об экономике и экономической науке Григория Баженова (НИУ ВШЭ)
📊@growthecon – обзоры Даниила Шестакова — макроэкономическая теория, экономическая история и политическая экономика
📊@kirillrodionov статьи, интервью и комментарии Кирилла Родионова об экономической политике
📊@kpd_investments - авторские исследования и комментарии по фондовому рынку и экономике.
📊@workingpaper - Рабочие бумаги исследователей центральных банков (и не только)
(Иллюстрация ⬆️ – банкнота шотландского Clydesdale Bank в 50 фунтов с портретом Адама Смита (естественно). И, да, в Шотландии выпускают собственные деньги, если что)
В комментарии для РБК-ТВ - о конкуренции российских экспортеров с поставщиками из других стран на индийском угольном рынке
YouTube
Кирилл Родионов — о конкуренции стран-поставщиков на индийском угольном рынке. РБК-ТВ. 29.12.2023
«Нагнули» Минфин: российские нефтяники – переговорщики года
Российские нефтяники по итогам года могут смело выпускать коллективную монографию под названием «Искусство ведения переговоров». Из топливного кризиса, разразившегося на рубеже лета и осени, они вошли абсолютными победителями.
• В июле 2023 г. с подачи Минфина были внесены поправки в Налоговый кодекс, из-за которых с сентября 2023 г. ожидаемые выплаты нефтяникам по демпферу должны были снизиться вдвое.
• В ответ нефтяники устроили ценовое ралли, которое должно было «перекрыть» их финансовые потери: к сентябрю 2023 г. средневзвешенная цена отгрузки бензина АИ-92 на российских нефтебазах выросла на 19% (до 70 946 руб. за тонну) в сравнении с июнем 2023 г., а дизельного топлива (ДТ) – на 30% (до 75 965 руб./т). Розничные цены на АИ-92 за тот же период выросли на 9% (до 51,82 руб. за литр), а на ДТ – на 7% (до 62,38 руб./л).
• Правительство ввело временные ограничения на экспорт, однако в итоге согласилось вернуть прежнюю формулу демпфера, а затем практически полностью отменило экспортные запреты. Реальные потери понесли только трейдеры, для которых с октября 2023 г. действуют заградительные пошлины на вывоз топлива.
• Добиваясь скорейшей отмены экспортных ограничений, нефтяники пошли на небольшую корректировку цен. К ноябрю 2023 г. цены отгрузки АИ-92 на нефтебазах снизилась на 12% в сравнении с уровнем сентября 2023 г., а розничная цена АИ-92 – на 2,5%.
• Однако цены все равно остались выше докризисного уровня: по данным ЦДУ ТЭК, средневзвешенная цена отгрузки АИ-92 с нефтяных баз в ноябре 2023 г. была на 5% выше, чем в июне 2023 г. (62 519 руб./т против 59 504 руб./т), а цена отгрузки ДТ – и вовсе на 26% (73 708 руб./т против 58 414 руб./т).
• Та же самая ситуация характерна и для розницы: средневзвешенная розничная цена АИ-92 в ноябре 2023 г. была на 6% выше, чем в июне 2023 г. (50,53 руб./л против 47,56 руб./л), а цена ДТ – на 9% (63,45 руб./л против 58,39 руб./т).
• В результате российские нефтяники вышли абсолютными победителями из топливного кризиса, переиграв тем самым Минфин, который в 2024 г. вряд ли пойдет на корректировку демпфера, даже несмотря на весьма вероятное снижение нефтяных цен и сокращение нефтегазовых доходов бюджета.
Российские нефтяники по итогам года могут смело выпускать коллективную монографию под названием «Искусство ведения переговоров». Из топливного кризиса, разразившегося на рубеже лета и осени, они вошли абсолютными победителями.
• В июле 2023 г. с подачи Минфина были внесены поправки в Налоговый кодекс, из-за которых с сентября 2023 г. ожидаемые выплаты нефтяникам по демпферу должны были снизиться вдвое.
• В ответ нефтяники устроили ценовое ралли, которое должно было «перекрыть» их финансовые потери: к сентябрю 2023 г. средневзвешенная цена отгрузки бензина АИ-92 на российских нефтебазах выросла на 19% (до 70 946 руб. за тонну) в сравнении с июнем 2023 г., а дизельного топлива (ДТ) – на 30% (до 75 965 руб./т). Розничные цены на АИ-92 за тот же период выросли на 9% (до 51,82 руб. за литр), а на ДТ – на 7% (до 62,38 руб./л).
• Правительство ввело временные ограничения на экспорт, однако в итоге согласилось вернуть прежнюю формулу демпфера, а затем практически полностью отменило экспортные запреты. Реальные потери понесли только трейдеры, для которых с октября 2023 г. действуют заградительные пошлины на вывоз топлива.
• Добиваясь скорейшей отмены экспортных ограничений, нефтяники пошли на небольшую корректировку цен. К ноябрю 2023 г. цены отгрузки АИ-92 на нефтебазах снизилась на 12% в сравнении с уровнем сентября 2023 г., а розничная цена АИ-92 – на 2,5%.
• Однако цены все равно остались выше докризисного уровня: по данным ЦДУ ТЭК, средневзвешенная цена отгрузки АИ-92 с нефтяных баз в ноябре 2023 г. была на 5% выше, чем в июне 2023 г. (62 519 руб./т против 59 504 руб./т), а цена отгрузки ДТ – и вовсе на 26% (73 708 руб./т против 58 414 руб./т).
• Та же самая ситуация характерна и для розницы: средневзвешенная розничная цена АИ-92 в ноябре 2023 г. была на 6% выше, чем в июне 2023 г. (50,53 руб./л против 47,56 руб./л), а цена ДТ – на 9% (63,45 руб./л против 58,39 руб./т).
• В результате российские нефтяники вышли абсолютными победителями из топливного кризиса, переиграв тем самым Минфин, который в 2024 г. вряд ли пойдет на корректировку демпфера, даже несмотря на весьма вероятное снижение нефтяных цен и сокращение нефтегазовых доходов бюджета.
Санкции лишили налоговый маневр «нефискального» смысла
В России 1 января 2024 г. закончился налоговый маневр – пошаговое обнуление экспортных пошлин на нефть в обмен на пропорциональное повышение НДПИ, которое Минфин осуществлял в период с 2019 по 2024 гг.
Минфин в ходе налогового маневра, де-факто, преследовал фискальные цели: расширение налоговой базы (за счет переноса налоговой нагрузки с экспорта на добычу) должно было позволить привлечь в бюджет дополнительно до 1 трлн руб. в период с 2019 по 2024 гг.
Однако у налогового маневра был и «модернизационный» смысл, сводившийся к ликвидации косвенных субсидий для производителей нефтепродуктов. Дело в том, что экспортные пошлины на нефтепродукты рассчитываются как доля от экспортных пошлин на нефть: если экспортная пошлина на мазут равна пошлине на нефть, то пошлины на бензин и дизель составляли 30% от пошлины на нефть, а пошлина на нафту (сырье для нефтехимии) – 55%.
Обнуление экспортной пошлины на нефть должно было привести к нивелированию разницы между более высокими пошлинами на нефть и более низкими – на нефтепродукты (в обоих случаях пошлины с 2024 г. приравнивались к нулю). Как следствие, с 2024 г. снижалась маржинальность экспорта нефтепродуктов, что должно было простимулировать модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей.
Однако санкции лишили российские компании возможности импортировать из Японии и стран ЕС оборудование для нефтепереработки. При этом с февраля 2023 г. действует эмбарго на поставку нефтепродуктов в страны ЕС, на которые до санкций приходилось 75% физического экспорта летнего дизельного топлива из России.
Поэтому санкции, в значительной степени, лишили налоговый маневр «модернизационного» смысла, оставив лишь фискальную подоплеку, с которой Минфин откровенно «переборщил»: изначальная конфигурация налогового маневра, обсуждавшаяся еще в середине 2010-х, предполагала не только повышение НДПИ и обнуление пошлин, но и сокращение акцизов, которое должно было отчасти компенсировать падение маржинальности нефтепереработки.
Однако с период с 2019 по 2024 гг. акциз на бензин 5 класса вырос на 22% (до 15 048 руб./т) – так же, как и акциз на дизельное топливо (прирост на 22%, до 10 425 руб./т). Рост акцизов привел к дополнительному увеличению издержек российских НПЗ, что стало одной из причин прошлогоднего топливного кризиса.
В России 1 января 2024 г. закончился налоговый маневр – пошаговое обнуление экспортных пошлин на нефть в обмен на пропорциональное повышение НДПИ, которое Минфин осуществлял в период с 2019 по 2024 гг.
Минфин в ходе налогового маневра, де-факто, преследовал фискальные цели: расширение налоговой базы (за счет переноса налоговой нагрузки с экспорта на добычу) должно было позволить привлечь в бюджет дополнительно до 1 трлн руб. в период с 2019 по 2024 гг.
Однако у налогового маневра был и «модернизационный» смысл, сводившийся к ликвидации косвенных субсидий для производителей нефтепродуктов. Дело в том, что экспортные пошлины на нефтепродукты рассчитываются как доля от экспортных пошлин на нефть: если экспортная пошлина на мазут равна пошлине на нефть, то пошлины на бензин и дизель составляли 30% от пошлины на нефть, а пошлина на нафту (сырье для нефтехимии) – 55%.
Обнуление экспортной пошлины на нефть должно было привести к нивелированию разницы между более высокими пошлинами на нефть и более низкими – на нефтепродукты (в обоих случаях пошлины с 2024 г. приравнивались к нулю). Как следствие, с 2024 г. снижалась маржинальность экспорта нефтепродуктов, что должно было простимулировать модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей.
Однако санкции лишили российские компании возможности импортировать из Японии и стран ЕС оборудование для нефтепереработки. При этом с февраля 2023 г. действует эмбарго на поставку нефтепродуктов в страны ЕС, на которые до санкций приходилось 75% физического экспорта летнего дизельного топлива из России.
Поэтому санкции, в значительной степени, лишили налоговый маневр «модернизационного» смысла, оставив лишь фискальную подоплеку, с которой Минфин откровенно «переборщил»: изначальная конфигурация налогового маневра, обсуждавшаяся еще в середине 2010-х, предполагала не только повышение НДПИ и обнуление пошлин, но и сокращение акцизов, которое должно было отчасти компенсировать падение маржинальности нефтепереработки.
Однако с период с 2019 по 2024 гг. акциз на бензин 5 класса вырос на 22% (до 15 048 руб./т) – так же, как и акциз на дизельное топливо (прирост на 22%, до 10 425 руб./т). Рост акцизов привел к дополнительному увеличению издержек российских НПЗ, что стало одной из причин прошлогоднего топливного кризиса.
Глобальный рынок нефти вновь станет дефицитным
Глобальный спрос на нефть в I квартале 2024 г. превысит предложение на 839 тыс. баррелей в сутки (б/с), следует из декабрьского прогноза Управления энергетической информации (EIA). Для сравнения: в IV квартале 2023 г. глобальное предложение превышало спрос на 626 тыс. б/с.
«Осушение» рынка связано со вступлением в силу решения ряда стран ОПЕК+, в том числе Саудовской Аравии, Кувейта и ОАЭ, о добровольном сокращении предложения на дополнительные 2,2 млн б/с в I квартале 2024 г. Правда, фактический объем сокращений будет ниже, поскольку ряд стран, де-факто, ранее уже претворили это решение в жизнь.
При этом уже во II квартале 2024 г. рынок вновь может стать профицитным:
• К марту 2024 г. на блоке Stabroek должна будет выйти на проектную мощность FPSO Prosperity – третья по счету плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти, благодаря которой добыча нефти в Гайане должна увеличиться до чуть более чем 600 тыс. б/с (против 460 тыс. б/с в ноябре 2023 г.).
• Потенциал наращивания добычи есть и у Анголы: в ноябре 2023 г., накануне выхода страны из ОПЕК, добыча нефти в Анголе составляла 1,15 млн б/с. Для сравнения: в марте 2020 г., в момент развала «старой» сделки ОПЕК+, добыча нефти в Анголе достигла 1,40 млн б/с. Нельзя исключать, что в ближайшие месяцы Ангола будет задействовать неиспользуемые Upstream-мощности.
• Сравнительно высокий уровень цен, остающихся выше $75 за баррель, будет играть на руку сланцевым производителям в США, где в последнюю неделю 2023 г. среднесуточный уровень добычи достиг 13,3 млн б/с (против 12,9 млн б/с в последнюю неделю сентября 2023 г., согласно недельной статистике EIA).
• При этом потенциал восстановительного роста спроса в значительной мере исчерпан. Так, в октябре 2023 г. выполненный пассажирооборот гражданских авиарейсов (RPK) в мире в целом был лишь на 1,8% ниже в сравнении с аналогичным периодом 2019 г., тогда как в октябре 2022 г. эта разница составляла 29,7%.
• Наконец, как показал прошлый год, ожидания высокого дефицита на практике расходятся с действительностью: например, в июле 2023 г., когда Саудовская Аравия приступила к добровольному сокращению добычи на 1 млн б/с, EIA ожидало, что глобалый спрос в III квартале 2023 г. превысит предложение на 978 тыс. б/с. Однако, как следует из декабрьских данных, предложение в III квартале 2023 г. превысило спрос на 162 тыс. б/с.
Поэтому эффект сжатия предложения со стороны ОПЕК+ будет ограниченным.
Если вынести за скобки влияние региональных конфликтов на нефтяные цены, то необходимость дополнительного сокращения добычи участниками альянса станет очевидной уже во II квартале 2024 г. Однако из-за роста добычи вне ОПЕК+ такое сокращение будет всё сильнее идти вразрез с долгосрочной экономической целесообразностью.
Глобальный спрос на нефть в I квартале 2024 г. превысит предложение на 839 тыс. баррелей в сутки (б/с), следует из декабрьского прогноза Управления энергетической информации (EIA). Для сравнения: в IV квартале 2023 г. глобальное предложение превышало спрос на 626 тыс. б/с.
«Осушение» рынка связано со вступлением в силу решения ряда стран ОПЕК+, в том числе Саудовской Аравии, Кувейта и ОАЭ, о добровольном сокращении предложения на дополнительные 2,2 млн б/с в I квартале 2024 г. Правда, фактический объем сокращений будет ниже, поскольку ряд стран, де-факто, ранее уже претворили это решение в жизнь.
При этом уже во II квартале 2024 г. рынок вновь может стать профицитным:
• К марту 2024 г. на блоке Stabroek должна будет выйти на проектную мощность FPSO Prosperity – третья по счету плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти, благодаря которой добыча нефти в Гайане должна увеличиться до чуть более чем 600 тыс. б/с (против 460 тыс. б/с в ноябре 2023 г.).
• Потенциал наращивания добычи есть и у Анголы: в ноябре 2023 г., накануне выхода страны из ОПЕК, добыча нефти в Анголе составляла 1,15 млн б/с. Для сравнения: в марте 2020 г., в момент развала «старой» сделки ОПЕК+, добыча нефти в Анголе достигла 1,40 млн б/с. Нельзя исключать, что в ближайшие месяцы Ангола будет задействовать неиспользуемые Upstream-мощности.
• Сравнительно высокий уровень цен, остающихся выше $75 за баррель, будет играть на руку сланцевым производителям в США, где в последнюю неделю 2023 г. среднесуточный уровень добычи достиг 13,3 млн б/с (против 12,9 млн б/с в последнюю неделю сентября 2023 г., согласно недельной статистике EIA).
• При этом потенциал восстановительного роста спроса в значительной мере исчерпан. Так, в октябре 2023 г. выполненный пассажирооборот гражданских авиарейсов (RPK) в мире в целом был лишь на 1,8% ниже в сравнении с аналогичным периодом 2019 г., тогда как в октябре 2022 г. эта разница составляла 29,7%.
• Наконец, как показал прошлый год, ожидания высокого дефицита на практике расходятся с действительностью: например, в июле 2023 г., когда Саудовская Аравия приступила к добровольному сокращению добычи на 1 млн б/с, EIA ожидало, что глобалый спрос в III квартале 2023 г. превысит предложение на 978 тыс. б/с. Однако, как следует из декабрьских данных, предложение в III квартале 2023 г. превысило спрос на 162 тыс. б/с.
Поэтому эффект сжатия предложения со стороны ОПЕК+ будет ограниченным.
Если вынести за скобки влияние региональных конфликтов на нефтяные цены, то необходимость дополнительного сокращения добычи участниками альянса станет очевидной уже во II квартале 2024 г. Однако из-за роста добычи вне ОПЕК+ такое сокращение будет всё сильнее идти вразрез с долгосрочной экономической целесообразностью.
США могут стать вторым по величине экспортером нефти
На фоне сделки ОПЕК+ незамеченным осталось решение Морской администрации США (MARAD) дать «зеленый свет» проекту глубоководного терминала SPOT. Заявка на строительство терминала мощностью 2 млн баррелей в сутки (б/с), поданная еще в 2019 г., т.е. до пандемии COVID-19, была одобрена лишь в 2023 г.
Проект, который будет реализован неподалеку от техасского города Фрипорт на побережье Мексиканского залива, может стать вторым по счету глубоководным терминалом в США. Первый подобный терминал (мощностью 1,2 млн б/с) был введен в эксплуатацию в феврале 2018 г. в Морском порту Луизианы – это позволило увеличить экспорт нефти из США с 1,2 млн б/с в 2017 г. до 2,0 млн б/с в 2018 г.
К октябрю 2023 г. экспорт нефти из США достиг 4,1 млн б/с, в том числе благодаря обустройству трубопроводов для транспортировки нефти к побережью Мексиканского залива, таких как проект Ingleside мощностью 600 тыс. б/с, который был введен в строй в II квартале 2020 г., или трубопроводная система M2E3 на 450 тыс. б/с, модернизация которой была завершена в III квартале 2020 г.
Терминал SPOT, ввод которого ожидается либо во второй половине 2026 г., либо в начале 2027 г., сможет обслуживать танкеры классом VLCC, которые способны единовременно перевозить не менее 1,9 млн баррелей нефти. Как следствие, ввод в строй этого объекта позволит США увеличить экспорт до 6 млн б/с. Для сравнения: экспорт нефти из Саудовской Аравии в 2022 г. достиг 7,3 млн б/с, а из России – 5,3 млн б/с.
При этом на рассмотрении MARAD находятся еще три проекта по строительству глубоководных экспортных терминалов – Blue Marlin мощностью 1,92 млн б/с (заявка подана в октябре 2020 г.), Bluewater на 1,92 млн б/с (заявка подана в мае 2019 г.) и GulfLink на 1,0 млн б/с (заявка подана в мае 2019 г.).
Однако на темпы развития инфраструктуры негативно влияет «зеленая» повестка: неслучайно на следующий день после инаугурации Джозефа Байдена было запрещено строительство нефтепровода Keystone XL, который должен был стать частью трубопроводной системы Keystone, которая должна была обеспечить возможность транспортировки канадской нефти к побережью Мексиканского залива.
Если бы не промедление регуляторов, США бы гораздо быстрее приблизились по объему экспорта нефти к Саудовской Аравии. Впрочем, США все равно бы оставались крупным импортером нефти, в том числе из-за технологических особенностей американских НПЗ, которые, в большинстве своем, перерабатывают нефть с высокой плотностью и с высоким содержанием серы (что характерно для сырья из Венесуэлы и Мексики), тогда как в США добывается преимущественно «низкосернистая» нефть, которая торгуется с премией на мировых рынках.
На фоне сделки ОПЕК+ незамеченным осталось решение Морской администрации США (MARAD) дать «зеленый свет» проекту глубоководного терминала SPOT. Заявка на строительство терминала мощностью 2 млн баррелей в сутки (б/с), поданная еще в 2019 г., т.е. до пандемии COVID-19, была одобрена лишь в 2023 г.
Проект, который будет реализован неподалеку от техасского города Фрипорт на побережье Мексиканского залива, может стать вторым по счету глубоководным терминалом в США. Первый подобный терминал (мощностью 1,2 млн б/с) был введен в эксплуатацию в феврале 2018 г. в Морском порту Луизианы – это позволило увеличить экспорт нефти из США с 1,2 млн б/с в 2017 г. до 2,0 млн б/с в 2018 г.
К октябрю 2023 г. экспорт нефти из США достиг 4,1 млн б/с, в том числе благодаря обустройству трубопроводов для транспортировки нефти к побережью Мексиканского залива, таких как проект Ingleside мощностью 600 тыс. б/с, который был введен в строй в II квартале 2020 г., или трубопроводная система M2E3 на 450 тыс. б/с, модернизация которой была завершена в III квартале 2020 г.
Терминал SPOT, ввод которого ожидается либо во второй половине 2026 г., либо в начале 2027 г., сможет обслуживать танкеры классом VLCC, которые способны единовременно перевозить не менее 1,9 млн баррелей нефти. Как следствие, ввод в строй этого объекта позволит США увеличить экспорт до 6 млн б/с. Для сравнения: экспорт нефти из Саудовской Аравии в 2022 г. достиг 7,3 млн б/с, а из России – 5,3 млн б/с.
При этом на рассмотрении MARAD находятся еще три проекта по строительству глубоководных экспортных терминалов – Blue Marlin мощностью 1,92 млн б/с (заявка подана в октябре 2020 г.), Bluewater на 1,92 млн б/с (заявка подана в мае 2019 г.) и GulfLink на 1,0 млн б/с (заявка подана в мае 2019 г.).
Однако на темпы развития инфраструктуры негативно влияет «зеленая» повестка: неслучайно на следующий день после инаугурации Джозефа Байдена было запрещено строительство нефтепровода Keystone XL, который должен был стать частью трубопроводной системы Keystone, которая должна была обеспечить возможность транспортировки канадской нефти к побережью Мексиканского залива.
Если бы не промедление регуляторов, США бы гораздо быстрее приблизились по объему экспорта нефти к Саудовской Аравии. Впрочем, США все равно бы оставались крупным импортером нефти, в том числе из-за технологических особенностей американских НПЗ, которые, в большинстве своем, перерабатывают нефть с высокой плотностью и с высоким содержанием серы (что характерно для сырья из Венесуэлы и Мексики), тогда как в США добывается преимущественно «низкосернистая» нефть, которая торгуется с премией на мировых рынках.
Российская нефть поставляется в Китай с дисконтом в 10%
Средняя цена поставок нефти из России в КНР в III квартале 2023 г. составила $76,6 за баррель, а из Саудовской Аравии – $84,8 за баррель, следует из данных портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики. В результате дисконт на российскую нефть достиг 10%, а в абсолютном выражении – $8,2 за баррель.
Для сравнения: в IV квартале 2021 г. средняя цена поставок нефти из России в КНР превышала среднюю стоимость поставок из Саудовской Аравии на 1%, или на $1 за баррель ($80,5 vs $79,5 за баррель). Наличие премии было связано с тем, что в Китай поставляется не только сорт Urals, но и сорт ESPO, отличающийся низким содержанием серы (его основными потребителями являются независимые китайские НПЗ, на долю которых приходится около трети нефтеперерабатывающих мощностей в КНР): если содержание серы в ESPO составляет 0,55%, то в сорте Arab Light, ключевом для саудовского экспорта, – 1,96% (против 1,7% у Urals).
При этом российская нефть по-прежнему торгуется с премией в отношении сырья из Ирана, ключевым каналом поставок которого является Малайзия: по сообщениям Bloomberg, иранская нефть сначала транспортируется в Малайзию с помощью танкеров с отключенными транспондерами систем навигации, а затем перегружается на «легальные» танкеры для дальнейшей транспортировки в Китай. Косвенно это подтверждает тот факт, что в III квартале 2023 г. среднесуточный объем поставок нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи нефти в Малайзии (1,18 млн б/с против 575 тыс. б/с, согласно данным Trade Map и Управления энергетической информации Минэнерго США).
Средняя цена поставок нефти из Малайзии в КНР в III квартале 2023 г. была на 6% ниже, чем средняя поставок нефти из России, а в абсолютном выражении – на $4,7 за баррель ($71,9 vs 76,6 за баррель). Для сравнения: в IV квартале 2021 г. эта разница составляла 18%, или $12,0 за баррель ($68,5 vs $80,5 за баррель). Тем самым санкции сблизили по цене российскую нефть с сырьем из Ирана, которое после эмбарго 2018 г. считается токсичным на мировом рынке.
Средняя цена поставок нефти из России в КНР в III квартале 2023 г. составила $76,6 за баррель, а из Саудовской Аравии – $84,8 за баррель, следует из данных портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики. В результате дисконт на российскую нефть достиг 10%, а в абсолютном выражении – $8,2 за баррель.
Для сравнения: в IV квартале 2021 г. средняя цена поставок нефти из России в КНР превышала среднюю стоимость поставок из Саудовской Аравии на 1%, или на $1 за баррель ($80,5 vs $79,5 за баррель). Наличие премии было связано с тем, что в Китай поставляется не только сорт Urals, но и сорт ESPO, отличающийся низким содержанием серы (его основными потребителями являются независимые китайские НПЗ, на долю которых приходится около трети нефтеперерабатывающих мощностей в КНР): если содержание серы в ESPO составляет 0,55%, то в сорте Arab Light, ключевом для саудовского экспорта, – 1,96% (против 1,7% у Urals).
При этом российская нефть по-прежнему торгуется с премией в отношении сырья из Ирана, ключевым каналом поставок которого является Малайзия: по сообщениям Bloomberg, иранская нефть сначала транспортируется в Малайзию с помощью танкеров с отключенными транспондерами систем навигации, а затем перегружается на «легальные» танкеры для дальнейшей транспортировки в Китай. Косвенно это подтверждает тот факт, что в III квартале 2023 г. среднесуточный объем поставок нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи нефти в Малайзии (1,18 млн б/с против 575 тыс. б/с, согласно данным Trade Map и Управления энергетической информации Минэнерго США).
Средняя цена поставок нефти из Малайзии в КНР в III квартале 2023 г. была на 6% ниже, чем средняя поставок нефти из России, а в абсолютном выражении – на $4,7 за баррель ($71,9 vs 76,6 за баррель). Для сравнения: в IV квартале 2021 г. эта разница составляла 18%, или $12,0 за баррель ($68,5 vs $80,5 за баррель). Тем самым санкции сблизили по цене российскую нефть с сырьем из Ирана, которое после эмбарго 2018 г. считается токсичным на мировом рынке.
Дисконт при поставках нефти в Индию в 2023 году достигал почти 20%
Средняя цена поставок нефти в Индию из России во II квартале 2023 г. составила $68,9 за баррель, следует из данных портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики. Для сравнения: средняя цена поставок нефти из Саудовской Аравии во II квартале 2023 г. составляла $84,7 за баррель, а из ОАЭ – $85,9 за баррель (более поздних данных нет).
Дисконт на российскую нефть в сравнении со средней ценой поставок из Саудовской Аравии и ОАЭ во II квартале 2023 г. достиг 19% и 20% соответственно, а в абсолютном выражении – $15,7 за баррель и $17,0 за баррель.
Строго говоря, ценовая разница с поставками нефти из Ирака была существенно ниже: в III квартале 2023 г. она составила «лишь» 6%, а в абсолютном выражении – $4,6 за баррель ($68,9 vs $73,5 за баррель). В отличие от Саудовской Аравии и ОАЭ, где нефтяная отрасль находится под контролем государственным монополий (Saudi Aramco и, с некоторыми оговорками, ADNOC), в Ираке добычу и экспорт нефти осуществляют свыше десятка производителей, которые используют более гибкую ценовую политику для наращивания физических поставок: неслучайно во II квартале 2023 г. на долю Ирака приходилось 19% поставок нефти в Индию, тогда как на долю Саудовской Аравии и ОАЭ – 14% и 4% соответственно (при доле России в 39%).
Однако до санкций российская нефть торговалась с премией по отношению к иракской: в IV квартале 2021 г. средний размер премии составлял 2%, а в абсолютном выражении – $1,5 за баррель ($76,2 vs $74,7 за баррель). Наряду с проблемами с оплатой российских поставок, это лишний раз доказывает, что переориентация на индийский рынок не была лишена издержек.
Средняя цена поставок нефти в Индию из России во II квартале 2023 г. составила $68,9 за баррель, следует из данных портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики. Для сравнения: средняя цена поставок нефти из Саудовской Аравии во II квартале 2023 г. составляла $84,7 за баррель, а из ОАЭ – $85,9 за баррель (более поздних данных нет).
Дисконт на российскую нефть в сравнении со средней ценой поставок из Саудовской Аравии и ОАЭ во II квартале 2023 г. достиг 19% и 20% соответственно, а в абсолютном выражении – $15,7 за баррель и $17,0 за баррель.
Строго говоря, ценовая разница с поставками нефти из Ирака была существенно ниже: в III квартале 2023 г. она составила «лишь» 6%, а в абсолютном выражении – $4,6 за баррель ($68,9 vs $73,5 за баррель). В отличие от Саудовской Аравии и ОАЭ, где нефтяная отрасль находится под контролем государственным монополий (Saudi Aramco и, с некоторыми оговорками, ADNOC), в Ираке добычу и экспорт нефти осуществляют свыше десятка производителей, которые используют более гибкую ценовую политику для наращивания физических поставок: неслучайно во II квартале 2023 г. на долю Ирака приходилось 19% поставок нефти в Индию, тогда как на долю Саудовской Аравии и ОАЭ – 14% и 4% соответственно (при доле России в 39%).
Однако до санкций российская нефть торговалась с премией по отношению к иракской: в IV квартале 2021 г. средний размер премии составлял 2%, а в абсолютном выражении – $1,5 за баррель ($76,2 vs $74,7 за баррель). Наряду с проблемами с оплатой российских поставок, это лишний раз доказывает, что переориентация на индийский рынок не была лишена издержек.
Средняя цена Brent в 2023 году снизилась на 17%
Средняя цена нефти Brent в 2023 г. снизилась на 17% – до $82,6 за баррель (против $99,8 за баррель в 2022 г.), следует из данных Всемирного банка. Средняя цена нефти WTI за тот же период снизилась на 18%, с $94,4 до $77,7 за баррель.
Коррекция нефтяных цен является частным примером более общего прошлогоднего тренда на стабилизацию сырьевых рынков, которые стали приходить в норму после взрывного роста годом ранее:
• Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского регионе (АТР), в 2023 г. снизилась на 50%, до $173 за тонну (против $345 за тонну в 2022 г. и $138 за тонну в 2021 г.), а в южноафриканском порту Ричардс-Бей – на те же 50%, до $119 за тонну (против $241 за тонну в 2022 г. и $120 за тонну в 2021 г.);
• Средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF снизилась в 2023 г. на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1 444 за тыс. куб. м в 2022 г. и $577 за тыс. куб. м в 2021 г.), а на американском Henry Hub – на 60%, до $91 за тыс. куб. м (против $228 за тыс. куб. м в 2022 г. и $138 за тыс. куб. м в 2021 г.);
• Средняя цена импорта сжиженного природного газа (СПГ) в Японии в 2023 г. снизилась на 23%, до $510 за тыс. куб. м (против $660 за тыс. куб. м в 2022 г. и $385 за тыс. куб. м в 2021 г.);
• Индекс цен на энергетические коммодитис, агрегируемый Всемирным банком, по итогам 2023 г. снизился на 30%.
Рынки, де-факто, отыграли ряд (теперь уже) позапрошлогодних шоков предложения, будь то эмбарго ЕС на импорт нефти и угля из России, резкое сокращение поставок «Газпрома» в Европу или негласный запрет на импорт австралийского угля в КНР, который был введен в 2021 г., но в 2022 г. продолжал оказывать влияние на угольные рынки (особенно в сегменте коксующегося угля).
Такой фон осложняет задачу участникам сделки ОПЕК+, которые в 2023 г. неоднократно пытались воспроизвести эффект шока предложения, однако общий тренд на коррекцию цен оказался сильнее. С учетом исчерпания восстановления спроса на нефть в авиаперевозках и торможения экономического роста в КНР, добиться роста нефтяных цен в 2024 г. странам ОПЕК+ будет еще сложнее.
Средняя цена нефти Brent в 2023 г. снизилась на 17% – до $82,6 за баррель (против $99,8 за баррель в 2022 г.), следует из данных Всемирного банка. Средняя цена нефти WTI за тот же период снизилась на 18%, с $94,4 до $77,7 за баррель.
Коррекция нефтяных цен является частным примером более общего прошлогоднего тренда на стабилизацию сырьевых рынков, которые стали приходить в норму после взрывного роста годом ранее:
• Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского регионе (АТР), в 2023 г. снизилась на 50%, до $173 за тонну (против $345 за тонну в 2022 г. и $138 за тонну в 2021 г.), а в южноафриканском порту Ричардс-Бей – на те же 50%, до $119 за тонну (против $241 за тонну в 2022 г. и $120 за тонну в 2021 г.);
• Средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF снизилась в 2023 г. на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1 444 за тыс. куб. м в 2022 г. и $577 за тыс. куб. м в 2021 г.), а на американском Henry Hub – на 60%, до $91 за тыс. куб. м (против $228 за тыс. куб. м в 2022 г. и $138 за тыс. куб. м в 2021 г.);
• Средняя цена импорта сжиженного природного газа (СПГ) в Японии в 2023 г. снизилась на 23%, до $510 за тыс. куб. м (против $660 за тыс. куб. м в 2022 г. и $385 за тыс. куб. м в 2021 г.);
• Индекс цен на энергетические коммодитис, агрегируемый Всемирным банком, по итогам 2023 г. снизился на 30%.
Рынки, де-факто, отыграли ряд (теперь уже) позапрошлогодних шоков предложения, будь то эмбарго ЕС на импорт нефти и угля из России, резкое сокращение поставок «Газпрома» в Европу или негласный запрет на импорт австралийского угля в КНР, который был введен в 2021 г., но в 2022 г. продолжал оказывать влияние на угольные рынки (особенно в сегменте коксующегося угля).
Такой фон осложняет задачу участникам сделки ОПЕК+, которые в 2023 г. неоднократно пытались воспроизвести эффект шока предложения, однако общий тренд на коррекцию цен оказался сильнее. С учетом исчерпания восстановления спроса на нефть в авиаперевозках и торможения экономического роста в КНР, добиться роста нефтяных цен в 2024 г. странам ОПЕК+ будет еще сложнее.
Экспорт «Газпрома» в ЕС сократился на 58%
Экспорт «Газпрома» в страны ЕС в 2023 г/ снизился на 58%, достигнув 28,1 млрд куб. м (против 66,6 млрд куб. м в 2022 г.), следует из данных Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). В абсолютном выражении поставки снизились на 38,5 млрд куб. м, что сопоставимо с годовым объемом потребления газа во Франции (38,4 млрд куб. м в 2022 г.).
Среднесуточный объем поставок достиг 77 млн куб. м/сут. – это более чем вдвое меньше, чем в целом за весь 2022 г. (183 млн куб. м/сут), но при этом ровно столько же, сколько отдельно в IV квартале 2022 г. (77 млн куб. м/сут – значения округлены).
Одной из причин стала утрата доступа к части газотранспортной инфраструктуры: в мае 2022 г. Правительство, в качестве «контрсанкций», фактически запретило «Газпрому» использовать газопровод «Ямал – Европа» (мощностью 90 млн куб. м/сут.); тогда же, в мае 2022 г., Украина перестала принимать заявки на транспортировку газа через газоизмерительную станцию (ГИС) «Сохранковка» и пограничную компрессорную станцию «Новопсков»; наконец, в сентябре 2023 г. «Газпром» физически лишился возможности поставлять газ по «Северному потоку-1».
В результате «Газпрому» теперь доступны только два канала поставок:
• Балканская ветка «Турецкого потока» проектной мощностью 43 млн куб. м/сут.;
• Поставки по Украинской ГТС через газоизмерительную станцию (ГИС) «Суджа», мощностью которой составляет 244 млн куб. м/сут. При этом в мае 2022 г. «Газпром» заявлял о невозможности перенаправления всех экспортных объемов на ГИС «Суджа», из-за чего этот канал поставок остается недозагруженным.
Это объясняет, почему экспорт «Газпрома» в ЕС на протяжении всего 2023 г. оставался практически на том же уровне, что и в IV квартале 2022 г. Впрочем, технические возможности для наращивания поставок остаются: для этого достаточно снять «контрсанкции» в отношении польского участка газопровода «Ямал-Европа», а также провести независимый аудит доступа к украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м/сут.
В противном случае «Газпром» будет нести серьезные финансовые потери: чистая прибыль «Газпрома» по МСФО (с учетом неконтролируемой доли участия) в первом полугодии 2023 г. снизилась почти в восемь раз — до 331 млрд руб. против 2 593 млрд руб. в первом полугодии 2022 г. Эти потери невозможно компенсировать за счет поставок в Китай по «Силе Сибири», мощность которой в пять раз уступают действующим мощностям для поставок в ЕС – при наличии к ним полноценного доступа (104 млн куб. м/сут. vs 523 млн куб. м/сут.).
Экспорт «Газпрома» в страны ЕС в 2023 г/ снизился на 58%, достигнув 28,1 млрд куб. м (против 66,6 млрд куб. м в 2022 г.), следует из данных Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). В абсолютном выражении поставки снизились на 38,5 млрд куб. м, что сопоставимо с годовым объемом потребления газа во Франции (38,4 млрд куб. м в 2022 г.).
Среднесуточный объем поставок достиг 77 млн куб. м/сут. – это более чем вдвое меньше, чем в целом за весь 2022 г. (183 млн куб. м/сут), но при этом ровно столько же, сколько отдельно в IV квартале 2022 г. (77 млн куб. м/сут – значения округлены).
Одной из причин стала утрата доступа к части газотранспортной инфраструктуры: в мае 2022 г. Правительство, в качестве «контрсанкций», фактически запретило «Газпрому» использовать газопровод «Ямал – Европа» (мощностью 90 млн куб. м/сут.); тогда же, в мае 2022 г., Украина перестала принимать заявки на транспортировку газа через газоизмерительную станцию (ГИС) «Сохранковка» и пограничную компрессорную станцию «Новопсков»; наконец, в сентябре 2023 г. «Газпром» физически лишился возможности поставлять газ по «Северному потоку-1».
В результате «Газпрому» теперь доступны только два канала поставок:
• Балканская ветка «Турецкого потока» проектной мощностью 43 млн куб. м/сут.;
• Поставки по Украинской ГТС через газоизмерительную станцию (ГИС) «Суджа», мощностью которой составляет 244 млн куб. м/сут. При этом в мае 2022 г. «Газпром» заявлял о невозможности перенаправления всех экспортных объемов на ГИС «Суджа», из-за чего этот канал поставок остается недозагруженным.
Это объясняет, почему экспорт «Газпрома» в ЕС на протяжении всего 2023 г. оставался практически на том же уровне, что и в IV квартале 2022 г. Впрочем, технические возможности для наращивания поставок остаются: для этого достаточно снять «контрсанкции» в отношении польского участка газопровода «Ямал-Европа», а также провести независимый аудит доступа к украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м/сут.
В противном случае «Газпром» будет нести серьезные финансовые потери: чистая прибыль «Газпрома» по МСФО (с учетом неконтролируемой доли участия) в первом полугодии 2023 г. снизилась почти в восемь раз — до 331 млрд руб. против 2 593 млрд руб. в первом полугодии 2022 г. Эти потери невозможно компенсировать за счет поставок в Китай по «Силе Сибири», мощность которой в пять раз уступают действующим мощностям для поставок в ЕС – при наличии к ним полноценного доступа (104 млн куб. м/сут. vs 523 млн куб. м/сут.).
Из нефтегазовой отрасли полностью ушла повестка развития
«Ночь простоять, да день продержаться» – по этому принципу живут и компании, которые столкнулись с ростом издержек при переориентации на развивающиеся рынки; и отраслевые регуляторы, которые заняты поиском возможностей для смягчения влияния санкций; и Минфин, который наращивает фискальную нагрузкой в условиях, когда гражданские отрасли экономики переживают либо стагнацию, либо спад. В этом «статусе кво» нет стратегии – есть лишь перманентная адаптация к постоянно возникающим «волнам» внешних ограничений. И в этом – ключевой итог 2023 г.
Мой комментарий для издания «Нефть и Капитал». Полная версия доступна по ссылке (лид в тексте не мой – редакторский)
«Ночь простоять, да день продержаться» – по этому принципу живут и компании, которые столкнулись с ростом издержек при переориентации на развивающиеся рынки; и отраслевые регуляторы, которые заняты поиском возможностей для смягчения влияния санкций; и Минфин, который наращивает фискальную нагрузкой в условиях, когда гражданские отрасли экономики переживают либо стагнацию, либо спад. В этом «статусе кво» нет стратегии – есть лишь перманентная адаптация к постоянно возникающим «волнам» внешних ограничений. И в этом – ключевой итог 2023 г.
Мой комментарий для издания «Нефть и Капитал». Полная версия доступна по ссылке (лид в тексте не мой – редакторский)
oilcapital.ru
Эксперт Родионов: из нефтегазовой отрасли полностью ушла повестка развития
Прошедший 2023 год для российского и мирового нефтегазового сектора стал годом трансформации, потерь и приобретений. Особенно сильно изменения затрону российский углеводородный экспорт и импортный нефтегазовый рынок ЕС В... Новости о нефти и газе в России…
Общий импорт газа в ЕС снизился на 14%
Импорт газа в ЕС в 2023 г. снизился на 14%, достигнув 297,7 млрд куб. м (против 347,8 млрд куб. м в 2022 г.), следует из данных Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). В абсолютном выражении поставки снизились на 50,1 млрд куб. м, что сопоставимо с суммарным годовым потреблением газа в Испании и Польше (51,0 млрд куб. м в 2022 г.).
Основное сокращение пришлось на поставки «Газпрома», которые в 2023 г. снизились на 61%, а в абсолютном выражении – на 37,8 млрд куб. м, до 24,1 млрд куб. м; этот показатель не включает транзитные поставки в Калининградскую область, которые осуществлялись в 2022 г., а также в Сербию и Северную Македонию.
Трубопроводные поставки из Норвегии снизились на 4% (на 3,8 млрд куб. м; до 88,2 млрд куб. м), из Великобритании – на 31% (до 8,0 млрд куб м; до 17,6 млрд куб. м), а из стран Северной Африки – на 4% (на 1,3 млрд куб. м; до 34,7 млрд куб. м).
Небольшой прирост был характерен для поставок сжиженного природного газа (СПГ), которые увеличились в 2023 г. на 1% (на 0,7 млрд куб. м; до 121,0 млрд куб. м); а также для трубопроводных поставок из Азербайджана, которые выросли также на 1% (на 0,1 млрд куб. м; до 12,1 млрд куб. м).
Несмотря на сокращение импорта, запасы газа в европейских подземных хранилищах (ПХГ) существенно превышают уровень предшествующего года: например, к 1 октября 2022 г. ПХГ на территории ЕС были заполнены на 89,1%, а к 1 января 2023 г. – на 83,5%, то к 1 октября 2023 г. этот показатель составил 96,0%, а к 1 января 2024 г. – 86,3%.
Такая разница во многом связана с экономией газа в промышленности, электроэнергетике и жилищном секторе, о которой страны ЕС договорились еще в июле 2022 г. По данным Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС в 2023 г. снизилась на 16%, а доля газа в структуре генерации – до 16,9% (против 19,5% в 2022 г.).
Сжатие спроса стало одной из причин снижения цен: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, достигнув $469 за тыс. куб. м (против $1 444 за тыс. куб. м в 2022 г.). Для сравнения: в 2021 г. средняя цена газа на TTF составляла $577 за тыс. куб. м, а в кризисном для европейской и мировой экономики 2020 г. – $116 за тыс. куб. м.
Импорт газа в ЕС в 2023 г. снизился на 14%, достигнув 297,7 млрд куб. м (против 347,8 млрд куб. м в 2022 г.), следует из данных Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). В абсолютном выражении поставки снизились на 50,1 млрд куб. м, что сопоставимо с суммарным годовым потреблением газа в Испании и Польше (51,0 млрд куб. м в 2022 г.).
Основное сокращение пришлось на поставки «Газпрома», которые в 2023 г. снизились на 61%, а в абсолютном выражении – на 37,8 млрд куб. м, до 24,1 млрд куб. м; этот показатель не включает транзитные поставки в Калининградскую область, которые осуществлялись в 2022 г., а также в Сербию и Северную Македонию.
Трубопроводные поставки из Норвегии снизились на 4% (на 3,8 млрд куб. м; до 88,2 млрд куб. м), из Великобритании – на 31% (до 8,0 млрд куб м; до 17,6 млрд куб. м), а из стран Северной Африки – на 4% (на 1,3 млрд куб. м; до 34,7 млрд куб. м).
Небольшой прирост был характерен для поставок сжиженного природного газа (СПГ), которые увеличились в 2023 г. на 1% (на 0,7 млрд куб. м; до 121,0 млрд куб. м); а также для трубопроводных поставок из Азербайджана, которые выросли также на 1% (на 0,1 млрд куб. м; до 12,1 млрд куб. м).
Несмотря на сокращение импорта, запасы газа в европейских подземных хранилищах (ПХГ) существенно превышают уровень предшествующего года: например, к 1 октября 2022 г. ПХГ на территории ЕС были заполнены на 89,1%, а к 1 января 2023 г. – на 83,5%, то к 1 октября 2023 г. этот показатель составил 96,0%, а к 1 января 2024 г. – 86,3%.
Такая разница во многом связана с экономией газа в промышленности, электроэнергетике и жилищном секторе, о которой страны ЕС договорились еще в июле 2022 г. По данным Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС в 2023 г. снизилась на 16%, а доля газа в структуре генерации – до 16,9% (против 19,5% в 2022 г.).
Сжатие спроса стало одной из причин снижения цен: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, достигнув $469 за тыс. куб. м (против $1 444 за тыс. куб. м в 2022 г.). Для сравнения: в 2021 г. средняя цена газа на TTF составляла $577 за тыс. куб. м, а в кризисном для европейской и мировой экономики 2020 г. – $116 за тыс. куб. м.
Европейский рынок газа: итоги двух лет трансформации
Итоги двухлетней трансформации европейского рынка газа легче всего продемонстрировать, сопоставив результаты IV квартала 2023 г. с итогами IV квартала 2021 г.
• Среднесуточный объем поставок «Газпрома в ЕС (за вычетом транзитных поставок в Сербию, Северную Македонию и Калининградскую область) сократился за этот период на 76% (до 84 млн куб. м в сутки.), а в абсолютном выражении – на 266 млн куб. м/сут., что сопоставимо с объемом поставок газа в ЕС из Норвегии.
• Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС снизилась с 36% в IV квартале 2021 г. до 10% в IV квартале 2023 г., тогда как доля сжиженного природного газа (СПГ) выросла с 22% до 41% соответственно. Объем поставок СПГ увеличился за этот период на 57%, а в абсолютном выражении – на 124 млн куб. м/сут (до 340 млн куб. м/сут.).
• Трубопроводные поставки из Норвегии выросли за этот период на 6 млн куб. м/сут. (до 253 млн куб. м/сут), а из Азербайджана – на 4 млн куб. м/сут. (до 34 млн куб. м/сут.), однако этот прирост был полностью компенсирован сокращением трубопроводных поставок из Великобритании и стран Северной Африки – на 3 млн куб. м/сут. (до 33 млн куб. м/сут) и 7 млн куб. м/сут. (до 94 млн куб. м/сут.) соответственно.
• Общий импорт газа в ЕС в период между IV кварталом 2021 г. и IV кварталом 2023 г. снизился на 14%, а в абсолютном выражении – на 142 млн куб. м/сут. (до 838 млн куб. м/сут.). Как следствие, общая доля трубопроводных поставок из Норвегии, Великобритании, Азербайджана и стран Северной Африки выросла с 42% до 49% соответственно, хотя их физический объем остался прежним (414 млн куб. м/сут.).
• «Чистый» отбор газа (закачка минус отбор) из подземных хранилищ (ПХГ) в Евросоюзе сократился более чем вдвое – с 247 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 107 млн куб. м/сут. в IV квартале 2023 г.
• Сокращение отбора газа напрямую связано с экономией сырья, в том числе в электроэнергетике: выработка электроэнергии из газа в ЕС в IV квартале 2023 г. снизилась на 28% в сравнении с IV кварталом 2021 г., а доля газа в структуре электрогенерации – с 20,6% до 15,8%.
• Сокращение спроса привело к снижению цен: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в IV квартале 2023 г. ($484 за тыс. куб.) была на 58% ниже, чем в IV квартале 2021 г. ($1154 за тыс. куб. м).
• Однако экономия сырья привела к потерям энергоемких отраслей промышленности, что стало одной из причин промышленной рецессии: октябрь 2023 г. стал восьмым подряд месяцем, по итогам которого в еврозоне был зафиксирован спад промышленного производства (год к году; отдельно в октябре 2023 г. – на 6,6%).
Итоги двухлетней трансформации европейского рынка газа легче всего продемонстрировать, сопоставив результаты IV квартала 2023 г. с итогами IV квартала 2021 г.
• Среднесуточный объем поставок «Газпрома в ЕС (за вычетом транзитных поставок в Сербию, Северную Македонию и Калининградскую область) сократился за этот период на 76% (до 84 млн куб. м в сутки.), а в абсолютном выражении – на 266 млн куб. м/сут., что сопоставимо с объемом поставок газа в ЕС из Норвегии.
• Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС снизилась с 36% в IV квартале 2021 г. до 10% в IV квартале 2023 г., тогда как доля сжиженного природного газа (СПГ) выросла с 22% до 41% соответственно. Объем поставок СПГ увеличился за этот период на 57%, а в абсолютном выражении – на 124 млн куб. м/сут (до 340 млн куб. м/сут.).
• Трубопроводные поставки из Норвегии выросли за этот период на 6 млн куб. м/сут. (до 253 млн куб. м/сут), а из Азербайджана – на 4 млн куб. м/сут. (до 34 млн куб. м/сут.), однако этот прирост был полностью компенсирован сокращением трубопроводных поставок из Великобритании и стран Северной Африки – на 3 млн куб. м/сут. (до 33 млн куб. м/сут) и 7 млн куб. м/сут. (до 94 млн куб. м/сут.) соответственно.
• Общий импорт газа в ЕС в период между IV кварталом 2021 г. и IV кварталом 2023 г. снизился на 14%, а в абсолютном выражении – на 142 млн куб. м/сут. (до 838 млн куб. м/сут.). Как следствие, общая доля трубопроводных поставок из Норвегии, Великобритании, Азербайджана и стран Северной Африки выросла с 42% до 49% соответственно, хотя их физический объем остался прежним (414 млн куб. м/сут.).
• «Чистый» отбор газа (закачка минус отбор) из подземных хранилищ (ПХГ) в Евросоюзе сократился более чем вдвое – с 247 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 107 млн куб. м/сут. в IV квартале 2023 г.
• Сокращение отбора газа напрямую связано с экономией сырья, в том числе в электроэнергетике: выработка электроэнергии из газа в ЕС в IV квартале 2023 г. снизилась на 28% в сравнении с IV кварталом 2021 г., а доля газа в структуре электрогенерации – с 20,6% до 15,8%.
• Сокращение спроса привело к снижению цен: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в IV квартале 2023 г. ($484 за тыс. куб.) была на 58% ниже, чем в IV квартале 2021 г. ($1154 за тыс. куб. м).
• Однако экономия сырья привела к потерям энергоемких отраслей промышленности, что стало одной из причин промышленной рецессии: октябрь 2023 г. стал восьмым подряд месяцем, по итогам которого в еврозоне был зафиксирован спад промышленного производства (год к году; отдельно в октябре 2023 г. – на 6,6%).
