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%).
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.
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.
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.).
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.
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.
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.
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.
