​​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

Рост эксплуатационного бурения далеко не всегда является индикатором роста нефтедобычи

По данным ЦДУ ТЭК, проходка в эксплуатационном бурении в РФ по итогам первых десяти месяцев 2023 г. выросла на 8,5% в сравнении с аналогичным периодом предшествующего года (до 25,8 млн метра), а проходка в разведочном бурении – на 29,2% (до 901 тыс. метров). В случае эксплуатационного бурения рост проходки вовсе необязательно свидетельствует о росте добычи: например, при высокой выработанности того или иного месторождения компаниям приходится увеличивать объем буровых работ для поддержания добычи на стабильном уровне.

Вовсе неслучайно «браунфилды» Западной Сибири с выработанностью в 80% относятся к одной из групп месторождений, в отношении которых применяет налог на дополнительный доход (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. Собственно, НДД призван учитывать ухудшение экономики добычи, которая связана с увеличением операционных расходов, в том числе на проведение буровых работ.

В целом же, в 2023 г. среднесуточная добыча нефти в России 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 Александр Новак анонсировал сокращение добычи на 500 тыс. б/с. В августе 2023 г., на пике сокращения добычи, объем предложения снизился к уровню февраля 2023 г. на 680 тыс. б/с (10,54 млн б/с против 11,22 млн б/с), однако к декабрю 2023 г. этот разрыв сократился до 460 тыс. б/с (10,76 млн б/с), согласно данным Управления энергетической информации (EIA).

Говорил об этом вчера в комментарии для «Российской газеты»

​​Жилищный и коммерческий сектор обеспечили четверть ввода солнечных генераторов в США

Прирост мощности солнечных генераторов в США по итогам 2023 г. достиг 30,8 гигаватта (ГВт), что сопоставимо с мощностью всех действующих в России атомных электростанций (29,5 ГВт), на долю которых в 2022 г. пришлось ровно 20% электрогенерации в РФ.

Все проекты по строительству солнечных генераторов в США можно разделить на три основные категории:

• Строительство крупных солнечных электростанций (мощностью более 1 мегаватта), подключенных к общей сети, которое осуществляют энергетические компании;
• Крупные солнечные электростанции (мощностью более 1 мегаватта), обеспечивающие нужды промышленности;
• Проекты в сфере микрогенерации (мощностью менее 1 мегаватта), которые реализуются в жилищном и коммерческом секторе, а также в промышленности.

На долю «крупных» проектов (мощностью свыше 1 мегаватта) пришлось 74% ввода новых мощностей, из них 73% (22,4 ГВт) – на долю проектов энергетических компаний, мощности которых подключены к общей сети; а 1% (0,2 ГВт) – на долю промышленности.

На долю микрогенерации в 2023 г. пришлось 26% ввода новых мощностей (значения округлены), из них 21% (6,6 ГВт) – на долю жилищного сектора, 4% (1,4 ГВт) – на долю коммерческого сектора, и 1% (0,2 ГВт) – на долю промышленности.

Высокая роль жилищного сектора во многом связана с действием налогового вычета, действие которого в 2022 г. было пролонгировано Конгрессом до 2032 г. Ставка вычета составляет 30%: покупка и монтаж солнечных генераторов стоимостью $18 000 дает их владельцу право на получение налогового вычета в размере $5 400.

В сумму затрат, помимо солнечных панелей, также можно включать затраты на привлечение специалистов по установке генераторов, а также на закупку устройств для хранения энергии (емкостью 3 киловатт-часа и более). Это играет на рост популярности микрогенерации: если в если в 2021 г. ввод солнечных панелей в жилищном секторе составил 4,2 ГВт, то в 2022 г. – 5,2 ГВт, а в 2023 г. – 6,6 ГВт.

Обход Красного моря может удлинить сроки поставок российской нефти на 10-14 дней

До того, как атаки хуситов приняли регулярный характер, среднесуточная транспортировка нефти и нефтепродуктов через транспортные артерии, прилегающие к Красному морю, выросла в сравнении с «досанкционным» уровнем на 80%. Речь идет о влиянии эмбарго ЕС в отношении России, которое привело к увеличению поставок по двум направлениям:

• Из Персидского залива в Европу: в этом случае выходящие из Персидского залива танкеры проходят через Ормузский пролив, Аравийское море и Аденский залив, а оттуда – через Баб-эль-Мандебский пролив и Красное море, откуда сырье поставляется к портам Средиземноморья через Суэцкий канал и нефтепровод SUMED на севере Египта;
• Из Европы в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР): этот маршрут проходит по тем же точкам, только в обратном направлении и используется преимущественно для поставок нефти и нефтепродуктов из портов в европейской части России в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Если в 2021 г. среднесуточный объем поставок нефти и нефтепродуктов через Суэцкий канал и нефтепровод SUMED составлял 5,1 млн баррелей в сутки (б/с), то в первой половине 2023 г. – 9,2 млн б/с. В свою очередь, поставки через Баб-эль-Мандебский пролив за тот же период увеличились с 4,9 млн б/с до 8,8 млн б/с соответственно, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США.

В целом, основные потери понесут российские компании: танкерам с нефтью и нефтепродуктами из РФ при использовании западного маршрута поставок придется огибать западное побережье Африки, а затем выходить в Индийский океан, что увеличит продолжительность транспортировки на срок от 10 до 14 дней. В свою очередь, поставщики из Ближнего Востока, скорее всего, временно сократят экспорт в Европу, перенаправив выпадающие объемы в страны АТР. Как следствие, в ближайшие месяцы будет происходить увеличение поставок нефти из США, Бразилии и Гайаны в страны ЕС.

Впрочем, конфликт вряд ли окажется долговременным. Скорее всего, безопасность транспортировки сырья через Красное море будет восстановлена в течение нынешнего года, а с ней – и прошлогодние объемы поставок.

Говорил об этом вчера в комментарии для «Российской газеты

Ввод терминалов регазификации заметно опережает ввод мощностей по производству СПГ

Ввод терминалов для регазификации сжиженного природного газа (СПГ) в последние годы резко ускорился: если в 2020 г. по всему миру было введено в эксплуатацию 7 терминалов общей мощностью 19,2 млн т СПГ в год, то в 2021 и 2022 гг. – по 12 терминалов мощностью на 27,2 млн т и 45,3 млн т соответственно, а за неполный 2023 г. – 16 терминалов на 70,6 млн т СПГ в год, согласно данным Global Energy Monitor.

В свою очередь, темпы ввода мощностей по сжижению природного газа постепенно замедлялись: если в 2018–2019 гг. было введено в строй в общей сложности 26 линий на 72,3 млн т в год, то за 2020-2023 гг. – 35 линий на 43,5 млн т СПГ в год.

Строго говоря, такая разница не является чем-то аномальным: к октябрю 2023 г. глобальная мощность действующих терминалов регазификации СПГ достигла 1 066,0 млн т в год, более чем вдвое превысив общую мощность терминалов по производству СПГ (464,4 млн т в год).

Однако в последние годы на темпы ввода мощностей влияла вынужденная переориентация стран ЕС на импорт СПГ, а также бурное развитие «принимающей» инфраструктуры в КНР, где в 2022 г. на долю СПГ пришлось почти 60% общего импорта природного газа.

Во второй половине 2020-х в сегменте производства мощностей произойдет «слом» тренда благодаря реализации новых проектов: по оценке Global Energy Monitor, к октябрю 2023 г. в мире в целом на стадии строительства находилось 43 линии по производству СПГ мощностью 192,7 млн т в год, из них 20 линий на 107 млн т в год приходилось на США и Катар.

Казахстан наращивает поставки нефти в Европу

«Наращивание экспорта нефти из Казахстана по КТК экономически целесообразно с учетом запрета на морской импорт в ЕС российской нефти, считает эксперт в области энергетики Кирилл Родионов. Он обратил внимание, что Казахстан уже нарастил поставки сырья в Грецию, Францию и Германию за девять месяцев 2023 г. на 13% к аналогичному периоду 2022 г. до 14,7 млн т. Доля Казахстана в структуре импорта нефти этих стран выросла с 11 до 14%, добавляет он.

Дальнейшее увеличение экспорта нефти из Казахстана становится еще более актуальным на фоне конфликта в Красном море между йеменскими хуситами и США и их союзниками, отмечает Родионов. В таких условиях поставки нефти с Ближнего Востока в Европу временно сократятся, что «создаст дополнительные преимущества для казахстанского сырья», считает эксперт».

Мой сегодняшний комментарий для «Ведомостей»

Запуск третьего энергоблока АЭС «Олкилуото» «перекрыл» последствия отказа от АЭС в Германии

Выработка электроэнергии на атомных электростанциях (АЭС) в Евросоюзе по итогам 2023 г. выросла 2%, достигнув 589,2 тераватт-часа (ТВт-Ч). Доля атомной генерации в ЕС увеличилась с 22,3% в 2022 г. до 23,4% в 2023 г., согласно данным аналитического центра Ember.

Определяющим для динамики атомной генерации фактором стал ввод и вывод инфраструктуры. В апреле 2023 г. в Германии была прекращена выработка электроэнергии на трех последних атомных энергоблоках – одноблочной АЭС «Эмсланд», втором энергоблоке АЭС «Неккарвестхайм» и втором энергоблоке АЭС «Изар». Однако в этом же месяце регулярную выработку электроэнергии начал третий энергоблок финской АЭС «Олкилуото», который стал крупнейшим в Евросоюзе атомным реактором (1,6 ГВт «чистой» мощности).

К сегодняшнему дню в ЕС на стадии строительства находятся еще два атомных реактора: во Франции – третий энергоблок АЭС «Фламанвиль» (1,63 ГВт «чистой» мощности), который должен быть подключен к сети в середине 2024 г.; а в Словакии – четвертый энергоблок АЭС «Моховце» (0,44 ГВт), ввод которого намечен на 2024-2025 гг. Поэтому в ближайшие два года выработка на АЭС в Евросоюзе, скорее всего, будет расти.