​​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.

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.

​​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.

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.

​​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 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.

​​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.).

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)

​​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.

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 года: электрогенерация из угля в ЕС сократилась на 27%

Выработка электроэнергии в ЕС в 2023 г. снизилась на 27%, а в абсолютном выражении – на 116,2 тераватт-часа (ТВт-Ч), что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии в Нидерландах (116,0 ТВт-Ч в 2022 г.). Доля угольной генерации в ЕС по итогам 2023 г. сократилась до 12,3% (против 16,4% в 2022 г.), следует из данных Ember.

Для сравнения: в 2015 г. выработка электроэнергии из угля в ЕС составила 705,0 ТВт-Ч, а ее доля – 24,6%. Тем самым объем угольной генерации в ЕС 2015 г. снизился на 56%, а ее доля – ровно вдвое.

Ключевой причиной стал вывод инфраструктуры угольных ТЭС. По данным Global Energy Monitor, в 2022 г. и первой половине 2023 г. во Франции, Германии, Испании, Румынии и Греции было выведено из эксплуатации в общей сложности 2,5 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС.

Всего же в период с 2000 г. по первую половину 2023 г. вывод из эксплуатации угольных ТЭС в Евросоюзе достиг 84,2 ГВт, тогда как ввод – 31,7 ГВт. В результате к июлю 2023 г. установленная мощность угольных ТЭС в Евросоюзе снизилась до 108,7 ГВт, из которых 69,5 ГВт приходилось на Германию и Польшу.

Согласно прогнозу Global Energy Monitor, основанному на официальных планах национальных и общеевропейских регуляторов, по итогам 2030 г. мощность угольных ТЭС в Евросоюзе сократится почти вдвое – до 55,8 ГВт, из которых 38,6 ГВт будет приходиться на Германию и Польшу.

В целом, данные за 2023 г. лишний раз доказывают, что всплеск угольной генерации в ЕС в 2021-2022 гг., вызванный постковидным восстановлением энергоспроса и временным дефицитом газа, оказался лебединой песней угля, а вовсе не его ренессансом. К 2030 г. крупными потребителями энергетического угля в ЕС, де-факто, останутся только Германия и Польша, которые при этом являются ведущими в регионе производителями твердого топлива.

Среди прочего, это означает, что российские производители угля в долгосрочной перспективе все равно потеряли бы европейский рынок. Эмбарго ЕС стало для них своего рода «фальстартом» энергоперехода, в результате которого география экспорта энергетического угля из РФ практически полностью сместилась на Восток.

Итоги года: тактические цели Минфина стали сильнее влиять на нефтегазовую отрасль

Прошлогодняя коррекция сырьевых цен стала одной из причин сокращения нефтегазовых доходов, которые по итогам 2023 г. составят около 9 трлн руб. – это более чем на 20% ниже, чем в 2022 г. (11,59 трлн руб.). Поскольку нефтегазовые доходы бюджета дисконтируются на объем субсидий российским НПЗ, Минфин попытался «уполовинить» выплаты по демпферу. Однако в ответ нефтяники стали взвинчивать топливные цены, чтобы компенсировать ожидаемые финансовые потери. Как результат – кризис на топливном рынке, который в итоге обернулся возвращением «старой» формулы демпфера.

Так или иначе, но «тактические» цели Минфина, которому необходимо балансировать бюджет, стали оказывать еще большее воздействие на нефтегазовую отрасль. Хотя и раньше это влияние было немалым: достаточно вспомнить «большой» налоговый маневр 2019–2024 гг. (в виде повышения НДПИ и обнуления пошлин), в ходе которого Минфин планировал привлечь в бюджет до 1 трлн руб. дополнительных доходов за счет расширения налоговой базы отрасли.

Общая доля ветровой и солнечной генерации в ЕС достигла рекордных 27,6%

Выработка электроэнергии на ветровых и солнечных генераторах в ЕС в 2023 г. выросла на 15%, а в абсолютном выражении – на 90,1 тераватт-часа (ТВт-Ч), что сопоставимо c годовым объемом электропотребления в Бельгии (86,6 ТВт-Ч в 2022 г.).

По данным Ember, общая доля ветровой и солнечной генерации в ЕС выросла с 23,2% в 2022 г. до 27,6% в 2023 г., достигнув исторического максимума.

Ключевым фактором стал ввод новых генерирующих мощностей: если в 2022 г. в ЕС было введено в эксплуатацию 56 гигаватт (ГВт) ветровых и солнечных генераторов, то в 2023 г. – 69 ГВт (т.е. на 23% больше, чем годом ранее), согласно предварительным результатам мониторинга программы REPowerEU, инициированной в 2022 г. для снижения зависимости от российских углеводородов.

Сказалось и снижение выработки из ископаемого топлива: объем электрогенерации из газа и угля в ЕС в 2023 г. снизился на 21%, а ее общая доля – до 29,2% (против 35,9% в 2022 г.).

​​Средний дисконт Urals к Brent увеличился с $10,3 до $13,7 за баррель

Средняя цена нефти Urals в период с ноября по декабрь 2023 г. снизилась на 12%, достигнув $64,2 за баррель, а североморской смеси Brent Dated – на 6%, до $77,9 за баррель. В результате средний дисконт Urals к Brent Dated увеличился с $10,3 до $13,7 за баррель соответственно.

В последний раз более высокий дисконт фиксировался в июле 2023 г., когда средняя разница в цене между Urals и Brent Dated достигла $15,7 за баррель. К сентябрю 2023 г. дисконт сократился до $10,9 за баррель, а к октябрю 2023 г. – до $9,6, в том числе из-за сжатия предложения на мировом рынке: с июля 2023 г. Саудовская Аравия приступила к сокращению добычи на дополнительные 1 млн баррелей в сутки (б/с), из-за чего глобальный профицит предложения в III квартале 2023 г. сократился до 160 тыс. б/с (против 570 тыс. б/с во II квартале 2023 г.).

Результатом стал рост нефтяных цен, пик которых пришелся на сентябрь 2023 г, когда средняя цена Brent достигла $94,0 за баррель – максимальной отметки за более чем 12 месяцев. Однако из-за последующего роста предложения вне ОПЕК+ (в том числе в США, где впервые с начала пандемии COVID-19 добыча превысила отметку в 13 млн б/с) профицит на мировом рынке вновь начал возрастать, достигнув 630 тыс. б/с в IV квартале 2023 г. (оценка Минэнерго США).

Рост профицита стал одной из причин коррекции цен: в декабре 2023 г. средняя цена Brent Dated была на 17% ниже, чем в сентябре 2023 г. В свою очередь, санкции США в отношении ряда морских перевозчиков российской нефти, анонсированные в декабре 2023 г., могли стать стимулом для более тщательного соблюдения ценового потолка. Как результат – увеличение дисконта Urals к Brent Dated, которое произошло на фоне общей коррекции нефтяных цен.

Монголия – главный конкурент России на китайском рынке коксующегося угля

Монголия в 2023 г. стала крупнейшим поставщиком коксующегося угля в КНР: по данным Главного таможенного управления КНР, импорт коксующегося угля в Китай из Монголии по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличился более чем вдвое, достигнув 37,7 млн т (против 16,3 млн т в первые девять месяцев 2022 г.).

Поставки коксующегося угля из России за тот же период выросли «лишь» на 34% (с 14,9 млн т до 19,9 млн т), а поставки из всех прочих стран – на 11% (до 13,4 млн т). В результате доля Монголии в структуре импорта коксующегося угля в КНР выросла с 36% до 52%, тогда как доля России снизилась с 33% до 27%, а доля всех прочих стран – с 31% до 21%.

Росту поставок из Монголии способствует высокая доступность транспортной инфраструктуры: в 2022 г. закончилось строительство ж/д ветки (на 233 км) от месторождения Таван-Толгой (т.е. сырьевой базы поставок) до ж/д станции Гашун-Сухайт на границе с КНР.

​​Добыча нефти в России в 2023 году снизилась на 2%

Среднесуточная добыча нефти в России в 2023 г. сократилась на 2%, достигнув 10,76 млн баррелей в сутки (б/с). Такие данные приводит Управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США в январском выпуске Краткосрочного обзора энергетических рынков.

В последний раз более низкий показатель фиксировался в кризисном для мировой экономики 2020 г., когда среднесуточная добыча в РФ достигла 10,50 млн б/с.

В ушедшем 2023 г. ключевую роль в сокращении добычи сыграла сделка ОПЕК+: в феврале 2023 г. вице-премьер Александр Новак заявил о том, что Россия сократит добычу на 500 тыс. б/с. Де-факто, это обязательство было выполнено: на пике сокращения добычи, в августе 2023 г., добыча была ниже февральского уровня на 680 тыс. б/с (10,54 млн б/с vs 11,22 млн б/с); однако к декабрю 2023 г. этот разрыв сократился до 460 тыс. б/с (10,76 млн б/с).

Росстат и ЦДУ ТЭК прекратили публикацию данных о добыче нефти в РФ. В результате аналитики вынуждены обращаться к зарубежным источникам – статистике EIA, которая отображает суммарную добычу нефти и газового конденсата, а также сводкам S&P Global Platts и Международного энергетического агентства (МЭА), в которых учитывается только добыча нефти.

​​Рост налоговой нагрузки на угольную отрасль не имеет фискального смысла

Правительство пошло на отмену курсовых пошлин для угольной отрасли, и одна из причин тому – ценовая коррекция на угольном рынке: по итогам 2023 г. средняя цена на энергетический уголь в австралийском порту Ньюкасл и южноафриканском порту Ричардс-Бэй, ключевых хабах за пределами Европы, снизилась ровно на 50% - до $173 и $119 за тонну соответственно. Де-факто, это означало сближение цен с докризисной нормой: в 2021 г. средняя цена на энергетический уголь в Ньюкасле составляла $138 за тонну, а в порту Ричардс-Бей – $120 за тонну. Чем ниже цены, тем ниже маржинальность экспорта, на которую также влияет рост логистических издержек.

Отмена курсовых пошлин уже породила ожидания повышения НДПИ на уголь (для минимизации бюджетных потерь), однако такая мера не принесет серьезного фискального эффекта: по итогам первых десяти месяцев 2023 г. общие сборы по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) составили 7,66 трлн руб., из них на долю НДПИ на уголь пришлось «лишь» 59,2 млрд руб. (0,8%) тогда как на НДПИ на нефть – 5,99 трлн руб. (78,2%), а на НДПИ на газ – 979 млрд руб. (12,8%). Из-за отсутствия фискального смысла рост налоговой нагрузки, скорее всего, обойдет угольную отрасль стороной.

Выплаты по демпферу сократились на 27%

Выплаты по демпферу по итогам 2023 г. сократились на 27%, а в абсолютном выражении – на 582,7 млрд руб. (до 1,59 трлн руб.), согласно данным Минфина.

Ключевой причиной стал нулевой объем выплат в октябре 2023 г., который был связан со стремительным ростом биржевых топливных цен в сентябре 2023 г., лишившего нефтяников права выплат по демпферу: согласно нормам Налогового кодекса, выплаты обнуляются, если биржевые цены на бензин превышает условную внутреннюю цену на 10%, а цены на дизельное топливо – на 20%.

Соответственно, если в сентябре 2023 г. российские НПЗ получили по демпферу 298,7 млрд руб., то в октябре 2023 г. – ни одного рубля. Помимо этого, сказалось снижение внешних цен, которые учитываются при расчете выплат: чем ниже внешние цены, тем меньше разница меньше фактической внешней и условной внутренней ценой. Косвенно о снижении цен свидетельствует динамика индекса цен на энергетические виды коммодитис Всемирного банка, который по итогам 2023 г. снизился на 30%.

Сокращение выплат по демпферу было частично компенсировано увеличением двух других видов субсидий:

• Выплаты по обратному акцизу на нефть (который получают НПЗ, у которых конечный объем выпуска нефтепродуктов составляет свыше 75% от объема первичной переработки нефти) выросли на 202,4 млрд руб.;
• Выплаты по так называемой «инвестиционной надбавке», которая привязана к инвестициям в модернизацию НПЗ, увеличились на 43,9 млрд руб.

В результате суммарные выплаты по трем видам субсидий – демпферу, обратному акцизу на нефть и инвестиционной надбавке – сократились «лишь» на 336,4 млрд, достигнув 2,91 трлн руб. Однако это все равно более чем вдвое выше уровня 2021 г. (1,29 трлн руб.).

С учетом того, что ликвидная часть Фонда национального благосостояния (ФНБ) по итогам 2023 г. сократилась до 4,7 трлн руб., у Минфина со временем вновь может возникнуть желание урезать субсидии нефтяникам, на объем которых дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.

Сборы с газовой отрасли сократились почти вдвое

Поступления по экспортной пошлине на газ и НДПИ на газ по итогам 2023 г. сократились на 65% и 35% соответственно, а в абсолютном выражении – на 1,06 трлн руб. и 653,8 млрд руб., следует из данных Минфина.

В результате сборы по «специализированным» налогам с газовой отрасли сократились почти вдвое – до 1,78 трлн руб. в 2023 г. (против 3,50 трлн руб. в 2022 г.).

Ключевой причиной стало резкое сокращение поставок «Газпрома» в Европу: по данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), экспорт «Газпрома» в страны ЕС в 2023 г. сократился на 61% (без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию), а в абсолютном выражении – на 37,8 млрд куб. м, до 24,1 млрд куб. м.

Сказалось и общее падение цен на европейском рынке: например, средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1 444 за тыс. куб. м в 2022 г.).

Сборы по экспортной пошлине на газ – косвенный индикатор динамики экспортной выручки «Газпрома», который, к тому же, является наиболее «оперативным»: за весь 2023 г. «Газпром» только однажды опубликовал отчетность по МСФО (да и то – неаудированную), тогда как Минфин публикует данные по сборам с экспортной пошлины ежемесячно.

«Газпром» будет нести финансовые потери до тех пор, пока не возобновится прежний объем поставок в Европу, а для этого требуется аудит доступа к мощностям Украинской ГТС, а также восстановление экспорта по газопроводу «Ямал – Европа», польский участок которого еще в 2022 г. попал под российские контрсанкции.

Наращивание поставок в Китай не может стать выходом, с учетом того, что текущая мощность «Силы Сибири» в пять раз уступает суммарному объему мощностей для экспорта в Европу, оставшихся в строю после инцидентов на «Северных потоках» (104 млн куб. м/сут VS 523 млн куб. м/сут, с учетом балканской ветки «Турецкого потока», газопровода «Ямал – Европа», а также украинской ГТС, мощность которой на границе с ЕС составляет 390 млн куб. м/сут.).

Сборы с нефтедобывающей отрасли сократились на 12%

Сборы по НДПИ и экспортной пошлине на нефть по итогам 2023 г. сократились в общей сложности на 10%, а в абсолютном отношении – на 928,2 млрд руб. (до 8,07 трлн руб.), следует из данных Минфина.

Сборы по НДД, который, в отличие от НДПИ, рассчитывается не из объема добываемого сырья, а из выручки от его реализации за вычетом расходов на добычу и транспортировку, сократились на 23%, или на 392,4 млрд руб. (до 1,29 трлн руб.).

Ключевой причиной стало падение нефтяных цен, а также наличие высокого дисконта Urals, фискальные издержки которого Минфин попытался минимизировать за счет внедрения фиксированного дисконта к North Sea Dated, который с апреля 2023 г. применяется в расчетах по НДД и НДПИ на нефть, а с июня 2023 г. – в расчетах по экспортной пошлине на нефть. При этом размер фиксированного дисконта последовательного сокращался: если в апреле 2023 г. он составлял $28 за баррель, то с сентября 2023 г. – $20 за баррель.

Однако это не предотвратило фискальных потерь, в том числе из-за общего снижения цен на миром рынке: по оценке Всемирного банка, средняя цена Brent в 2023 г. сократился на 17%, до $82,6 за баррель (против $99,8 за баррель в 2022 г.; строго говоря, Минфин при расчетах налогов использует несколько иную котировку).

В случае НДПИ на нефть сказалось и сокращение добычи: по оценке Минэнерго США, среднесуточная добыча нефти в РФ в 2023 г. сократилась на 2%, достигнув 10,76 млн баррелей в сутки (против 10,98 млн б/с в 2022 г.). Сказалось участие России в сделке ОПЕК+: в феврале 2023 г. вице-премьер Новак анонсировал сокращение добычи нефти на 500 тыс. б/с: на пике сокращения добычи, в августе 2023 г., добыча снизилась к февральскому уровню на 680 тыс. б/с (10,54 млн б/с vs 11,22 млн б/с), однако к декабрю 2023 г. этот разрыв сократился до 460 тыс. б/с (10,76 млн б/с).

В целом, суммарные сборы по НДД, НДПИ на нефть и экспортной пошлине на нефть по итогам 2023 г. снизились на 12%, а в абсолютном выражении – на 1,32 трлн руб. Наряду с сокращением поступлений по НДПИ на газ и экспортной пошлине на газ (на 1,72 трлн руб.), это внесло решающий вклад в сокращение нефтегазовых доходов бюджета, которые по итогам 2023 г. снизились на 24% (до 8,82 трлн руб., с учетом субсидий НПЗ, на объем которых дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета).

В комментарии для РБК-ТВ – о влиянии конфликта в Красном море на рынок нефти