Доля «Газпрома» в импорте газа в ЕС в первый год газового кризиса сократилась с 37% до 9%

Год с небольшим, оставшийся до завершения договора о транзите газа через Украину, – немалый срок, учитывая скорость трансформации европейского рынка газа. Драйвером этой трансформации стало резкое сокращение поставок «Газпрома», которое произошло в 2022 году. По данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), если в IV квартале 2021 года среднесуточный объем поставок «Газпрома» в страны ЕС составлял 366 млн куб. м, то в IV квартале 2022-го — 78 000 куб. м/сут. Доля «Газпрома» в общей структуре импорта газа в ЕС сократилась с 37% до 9%.

Замещение газпромовских поставок происходило в первую очередь за счет наращивания импорта сжиженного природного газа (СПГ), который за тот же период увеличился в полтора раза — с 216 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 года до 341 млн куб. м/сут. в IV квартале 2022-го. В результате доля СПГ в газовом импорте ЕС выросла с 22% до 39%. Прирост был характерен и для трубопроводных поставок из Норвегии, Великобритании, Азербайджана и стран Северной Африки: их суммарный объем за тот же период увеличился на 39 млн куб. м/сут. (до 453 млн куб. м/сут.), а доля — с 41% до 52%.

Впрочем, несмотря на частичное замещение поставок «Газпрома», странам ЕС не удалось избежать сокращения импорта в первый год энергетического кризиса. По данным ENTSOG, общий импорт газа в странах ЕС в IV квартале 2022 года был на 12% ниже, чем годом ранее. Шок предложения привел к взрывному росту цен, пик которых пришелся на последнюю декаду августа 2022 года, когда вслед за объявлением «Газпрома» о проведении внепланового трехдневного ремонта на «Северном потоке — 1» котировки газа на ключевом в Европе хабе TTF превысили отметку $3000 за тысячу кубометров.

Экономия газа привела к торможению в энергоемких отраслях европейской промышленности

Летом 2022 года страны ЕС договорились сократить потребление газа на 15% в сравнении со средним уровнем предшествующих пяти лет за счет экономии в электроэнергетике, промышленности и жилищном секторе. С формальной точки зрения эта договоренность распространялась на период с 1 августа 2022 года по 31 марта 2023-го, и по факту она была перевыполнена: по данным Еврокомиссии, спрос на газ в странах ЕС за этот период снизился на 17,7% в сравнении со средним уровнем этих месяцев в 2017–2022 годах.

При этом экономия газа достаточно быстро стала привычной — об этом свидетельствует динамика электрогенерации. По данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2023 года сократилась на 14% в сравнении с аналогичным периодом 2022-го, а доля газовых ТЭС в общей структуре выработки электроэнергии снизилась с 19,7% до 17,6%.

Это не могло не привести к «остужению» рынка: средняя цена газа по итогам первого полугодия 2023 года упала в сравнении с тем же периодом 2022-го в два раза — до около $425 за тысячу кубометров. Обратной стороной медали стала промышленная рецессия: по данным Евростата, август 2023 года стал шестым подряд месяцем, по итогам которого в еврозоне было зафиксировано сокращение промышленного производства (год к году).

Спад продолжился и в осенние месяцы, о чем свидетельствует индекс PMI Manufacturing, который в период с сентября по октябрь 2023-го снизился с 43,4 до 43,1 пункта, притом что значения ниже 50 указывают на промышленную рецессию. Самый низкий показатель был зафиксирован в Германии, где индекс PMI Manufacturing по итогам минувшего октября достиг 40,8 пункта. И это не случайно: Германия является одним из крупнейших в Европе поставщиков химической продукции и азотных удобрений, в производстве которых используется газ.

Сокращение выпуска привело к росту зависимости от импорта: по данным Немецкой ассоциации сельхозпроизводителей, Германия с июля 2022 года по июнь 2023-го нарастила импорт азотных удобрений из России на 334% — минеральные удобрения были выведены из-под санкций ЕС. Поэтому даже сохранение статус-кво повлечет за собой неизбежные потери для европейской промышленности.

«Газпром» недоиспользует даже оставшиеся маршруты для поставок газа в Европу

Прекращение транзита через Украину будет означать дальнейшее ухудшение доступности сырья в Европе. По данным ENTSOG, поставки «Газпрома» в страны ЕС в III квартале 2023 года достигли 86 млн куб. м/сут., из которых половина приходилась на украинскую ГТС, а оставшаяся часть — на экспорт через балканскую ветку «Турецкого потока» мощностью 43 млн куб. м/сут., по которой газ транспортируется в страны Южной Европы.

Наращиванию поставок препятствует не только разрушение газопровода «Северный поток — 1», проектная мощность которого составляла 151 млн куб. м/сут., но и российские санкции в отношении компании EuRoPol GAZ, владеющей польским участком газопровода Ямал — Европа, из-за чего «Газпром» не может использовать маршрут мощностью 90 млн куб. м/сут.

Проблем добавляют и разногласия по поводу использования украинской ГТС, общая мощность которой на границе с ЕС составляет 390 млн куб. м/сут. Оператор ГТС Украины с прошлого года отклоняет заявки «Газпрома» на прокачку газа через газоизмерительную станцию (ГИС) «Сохрановка» и компрессорную станцию (КС) «Новопсков», расположенные на территории ЛНР. В свою очередь, «Газпром» заявляет о невозможности переноса поставок с этих станций на ГИС «Суджа» (мощностью 244 млн куб. м/сут.), которая находится в Курской области, на границе с Украиной, и остается единственным каналом поставок через украинскую ГТС. Как результат, мощности ГИС «Суджа» используются лишь чуть более чем на 15%.

«Газпром» не сможет компенсировать «выпадение» европейского рынка за счет поставок газа в Китай и Центральную Азию

Европейские потребители газа остаются на сухом пайке, хотя технологические возможности для наращивания поставок «Газпрома» есть даже после инцидентов на «Северных потоках» и введения российских санкций в отношении оператора польского участка газопровода Ямал — Европа. Впрочем, потери несет и «Газпром», у которого чистая прибыль по МСФО (с учетом неконтролируемой доли участия) в первом полугодии 2023 года снизилась почти в восемь раз — до 331 млрд рублей против 2593 млрд рублей в первом полугодии 2022-го.

«Газпром» не сможет компенсировать потери на европейском рынке за счет поставок в Китай по газопроводу «Сила Сибири», мощность которого составляет лишь 104 млн куб. м/сут. При этом подписание контракта по газопроводу «Сила Сибири — 2», который позволит осуществлять поставки в КНР из Западной Сибири транзитом через Монголию, постоянно откладывается. Именно с этим связано намерение «Газпрома» подписать в 2024 году соглашения о поставках и транзите газа с Казахстаном, Киргизией и Узбекистаном.

Однако страны Центральной Азии, несмотря на рост спроса, сильно уступают европейским импортерам в платежеспособности. Поэтому «Газпром» не сможет предотвратить финансовые потери до тех пор, пока не вернется на европейский рынок. В свою очередь, странам ЕС наращивание поставок «Газпрома» позволило бы хеджировать риски ценовых скачков на СПГ, которые могут возникать в периоды высокого спроса.

Соглашения о транзите газа через Украину будут пролонгированы даже при сохранении политического статус-кво

Новые проекты в сфере добычи и транспортировки газа не смогут полностью компенсировать для европейских потребителей сокращение поставок «Газпрома». Например, Катар планирует к 2025 году ввести в эксплуатацию четыре новые линии по производству СПГ общей мощностью 118 млн куб. м/сут., а к 2027 году — еще две очереди на 58 млн куб. м/сут. В США к 2025 году должно быть реализовано три СПГ-проекта (Golden Pass LNG, Plaquemines LNG, а также третья стадия проекта Corpus Christi LNG), которые позволят увеличить объем действующих СПГ-мощностей на 162 млн куб. м/сут.

Однако этот газ вряд ли полностью пойдет в Европу, о чем косвенно свидетельствует текущая динамика поставок: у Катара в нынешнем году на долю европейского рынка приходилось 20% экспорта СПГ, а у США — 62%. Не все просто и c трубопроводными поставками газа. Потенциал их роста достаточно скромен: так, итальянская ENI и ливийская NOC планируют реализовать в Средиземном море газодобывающий проект мощностью 24 млн куб. м/сут. Да и не все новые проекты будут направлены на европейский рынок: например, Турция намерена к 2027 году довести добычу на черноморском месторождении Сакарья до 43 млн куб. м/сут., однако, скорее всего, часть этих объемов будет использоваться для замещения импорта на внутреннем рынке.

Неопределенность вокруг объемов и сроков поставок сырья с новых газодобывающих проектов будет играть в пользу продления соглашений о транзите российского газа с помощью инфраструктуры украинской ГТС. Наряду с зависимостью Украины от финансовой помощи ЕС это сделает пролонгацию транзита весьма вероятной.

Технологический сдвиг в угольной генерации будет играть на торможение глобального спроса на уголь

Рост интереса к снижению углеродного следа стал одной из причин структурного сдвига в угольной генерации. Речь идет о распространении так называемых «ультра-сверхкритических» угольных теплоэлектростанций (ТЭС), которые преобразуют тепловую энергию в электричество с более высокой эффективностью, чем другие виды угольных ТЭС.

Все действующие в мире угольные ТЭС можно разделить на три основные категории – в зависимости от условий, в которых работают паровые котлы, нагреваемые при сжигании (измельченного до талька) угля с целью нагрева воды и получения пара, приводящего в действие электрическую турбину. «Рубежным» параметром является критическое давление воды (221 бар), при котором исчезает разница между жидкостью и паром.

• Субкритические угольные ТЭС оборудованы котлами, в которых давление находится ниже уровня в 221 бар, а температуре составляет менее 550 градусов Цельсия;

• Для сверхкритических угольных ТЭС предельным является давление в 243 бар, а температура – в 565 градусов Цельсия;

• Наконец, на ультра-сверхкритических угольных ТЭС паровые котлы работают под давлением в 320 бар и температуре 600-610 градусов Цельсия.

Различия в условиях приводят к различиям в КПД, т.е. упомянутой эффективности преобразования паровой энергии в электричество. Если КПД субкритических угольных ТЭС составляет от 33% до 37%, а сверхкритчисеких – от 37% до 40%, то для ультра-сверхкритических этот показатель варьируется от 44% до 46%. Несколько упрощая, ультра-сверхкритическим угольным ТЭС требуется меньше угля, чем суб- и сверхкритчиеским ТЭС для выработки одного и того же объема электроэнергии.

Это во многом объясняет структурный сдвиг в угольной генерации: если в глобальной структуре мощности действующих угольных ТЭС на долю ультра-сверхкритических электростанций к июлю 2023 г. приходилось лишь 20%, то в структуре мощности строящихся угольных ТЭС – уже 66%. Тогда как доля наименее эффективных субкритических ТЭС составила 53% и 4% соответственно, согласно данным Global Energy Monitor.

Наряду с удешевлением ВИЭ, ренессансом «атома» и развитием инфраструктуры по приему СПГ в развивающихся странах, это будет играть на торможение глобального угольного спроса.

📌Тред дня: Экономия газа привела к торможению в энергоемких отраслях европейской промышленности

Страны ЕС активно сокращают потребление газа, пишет Кирилл Родионов @kirillrodionov. На этом фоне промышленные индексы ЕС показывают сокращение промышленного производства. Наибольшее снижение заметно в 🇩🇪Германии, крупнейшего в Европе поставщика химической продукции и азотных удобрений, в производстве которых используется газ. В то же время импорт азотных удобрений из России в Германию вырос на 334%.

Подробнее о экономике Германии и российском газе в треде https://emcr.io/news/threads/6537b34196749

👉🏻Оставайтесь в курсе главных новостей макротелеграма с EMCR News.

Доля России в импорте азотных удобрений в Германии выросла с 5% до 17%

Импорт азотных удобрений из России в Германию по итогам первых восьми месяцев 2023 г. увеличился на 271% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., следует из данных портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики (совместный проект ЮНКТАД и ВТО). Если в период с января по август 2022 г. импорт азотных удобрений из России в Германию составлял 99,4 тыс. т, то за аналогичный период 2023 г. он достиг 369,2 тыс. т.

Для сравнения: общий импорт азотных удобрений в Германии за тот же период увеличился лишь на 8% (до 2,15 млн т), а в абсолютном выражении – на 159,8 тыс. т, в то время как поставки из России выросли на 269,8 тыс. т.

Так или иначе, но доля России в импорте азотных удобрений в Германии выросла с 5,0% в январе-августе 2022 г. до 17,2% в январе-августе 2023 г. Прирост импорта связан, в том числе, с экономией газа, который является сырьем для производства азотных удобрений.

Ранее схожие данные приводила Немецкая ассоциация сельхозпроизводителей (Agricultural Industry Association): по ее оценке, импорт азотных удобрений из России в Германию в период с июля 2022 г. по июнь 2023 г. увеличился 334% в сравнении с аналогичным периодом 2021/2022 гг., а в абсолютном выражении – с 38,5 тыс. т до 167 тыс. т. В результате доля России в импорте азотных удобрений в Германии выросла с 5,6% до почти 18%.

(Оценки абсолютного объема поставок могут расходиться из-за разницы в таможенной классификации; при выгрузке с портала Trade Map был использован код 3102 – Mineral or chemical nitrogenous fertilizers).

Рост добычи вне стран ОПЕК+ будет определять ситуацию на рынке нефти до конца 2020-х

Рост добычи вне стран ОПЕК+ может стать одним из ключевых трендов для нефтяного рынка в ближайшие годы. Например, Гайана планирует к 2027 г. увеличить добычу с нынешних 400 тыс. баррелей в сутки (б/с) до 1,2 млн б/с за счет ввода новых плавучих установок для добычи, хранении и отгрузки нефти (FPSO) на блоке Stabroek. В свою очередь, Бразилия собирается к началу 2030-х гг. увеличить добычу с нынешних 3 млн б/с до 5 млн б/с за счет освоения подсолевых месторождений на шельфе Атлантики.

Наконец, в США в 2026–2027 гг. будет введен в экспортный нефтеналивной терминал SPOT мощностью 2 млн б/с, который сможет обслуживать сверхбольшегрузные танкеры (класса VLCC). Это позволит США увеличить экспорт с нынешних 4 млн б/с до 6 млн б/с. Для сравнения: по данным Energy Institute, экспорт нефти из Саудовской Аравии в 2022 г. достиг 7,3 млн б/с.

Это приведет к тому, что для стран ОПЕК первоочередной задачей станет не поддержание цен на нефть, а удержание собственной доли на мировом рынке, особенно на фоне сдвигов в структуре спроса: к 2025 г. будет полностью исчерпан потенциал восстановительного спроса на нефть в авиаотрасли, наиболее сильно пострадавшей во время пандемии COVID-19, при этом из-за революции в области электротранспорта нефтехимия сменит транспортный сектор в роли локомотива прироста спроса на нефть.

Наконец, будет сказываться и наличие свободных нефтедобывающих мощностей в странах ОПЕК+: например, Saudi Aramco планирует к 2027 г. увеличить мощности по добыче нефти с нынешних 12 млн б/с до 13 млн б/с (без учета всех прочих углеводородов). Это будет влиять на перспективы пролонгации сделки ОПЕК+ после 2024 г.

Говорил об этом на днях в комментарии для «Российской газеты»

Рынок угля в следующем году вернется к многолетней ценовой норме

В 2024 г. рынок угля окончательно вернется к многолетней ценовой норме, которая была нарушена из-за серии шоков предложения в 2021-2022 гг.: помимо эмбарго ЕС в отношении России, к их числу относился негласный запрет на импорт австралийского угля в КНР, а также месячный запрет на экспорт из Индонезии, который действовал в самом начале 2022 г.

Рынок, де-факто, уже отыграл эти шоки, тем более что Китай возобновил импорт австралийского угля с нынешнего года. Результатом стало снижение цен: если в 2022 г. средняя цена угля на ключевом в австралийском Ньюкасле, ключевом хабе АТР, составляла $345 за тонну, то по итогам первых десяти месяцев 2022 г. она достигла $180 за тонну. Для сравнения: средняя цена на энергетический уголь в Ньюкасле в 2017-2021 гг. составляла $94 за тонну – к этому уровню цены будут приближаться в следующем году (с поправкой на инфляцию).

Говорил об этом сегодня в комментарии для «Ведомостей»

Топливный экспорт продемонстрировал внушительный прирост по итогам первых девяти месяцев-2023, несмотря на сентябрьский экспортный запрет

Экспорт автомобильного бензина из России в сентябре 2023 г. сократился на 27,1% в сравнении с предшествующим месяцем. Если в августе 2023 г. экспорт бензина составлял 375,3 тыс. т, то в сентябре 2023 г. – 273,7 тыс. т, согласно данным ЦДУ ТЭК.

В свою очередь, экспорт дизельного топлива (ДТ) за тот же период сократился на 36,6% – с 3,11 млн т в августе 2023 г. до 1,97 млн т в сентябре 2023 г.

Однако экспорт «накопительным итогом» все равно находится в плюсе: экспорт бензина по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличился на 62,7% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. (до 4,86 млн т), а экспорт ДТ – на 8,8% (до 28,1 млн т). Сказывается стремительный рост экспорта, который происходил до установления экспортного запрета, действовавшего с 21 сентября по 5 октября 2023 г.

В сентябрьской статистике есть еще пара интересных моментов:

• По итогам первых девяти месяцев 2023 г. производство бензина выросло на 2,8% (до 32,7 млн т) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а производство ДТ – на 5,7% (до 66,4 млн т). Это лишний раз доказывает, что топливный кризис на рубеже лета и осени не был связан с «производственным» дефицитом топлива: нехватка ДТ возникала, в первую очередь, из-за увеличения нагрузки на сеть РЖД, которая обернулась удлинением сроков доставки с НПЗ и нефтебаз до коммерческих потребителей;

• При этом доля экспорта находилась вблизи многолетних значений: доля экспорта в структуре производства бензина по итогам первых девяти месяцев 2023 г. составила 14,8% (4,86 млн т из 32,7 млн т), а в структуре производства ДТ – 42,3% (28,1 млн т из 66,4 млн т). Для сравнения: в 2016-2021 гг. доля экспорта в производства бензина составляла от 10% до 14% (в зависимости от года), а в производстве ДТ – от 50% до 57%;

• Резкое сокращение доли экспорта в производстве ДТ связано с увеличением использования «негражданской» техники, которая в качестве топлива использует дизель, а также с утратой доступа к европейскому рынку, который до эмбарго был ключевым для экспортеров ДТ: по данным ФТС, в 2021 г. на долю стран Евросоюза приходилось 75% экспорта летнего ДТ из России.

У России остается два канала для поставок нефти и нефтепродуктов в Европу

К сегодняшнему дню осталось два канала поставок нефти и нефтепродуктов из России в страны ЕС. Первый канал – это морские поставки нефти в Болгарию, которые выведены из-под санкций до конца 2024 г. По данным S&P Global Platts, морские поставки нефти из России в Болгарию в октябре 2023 г. составили 75 тыс. баррелей в сутки (б/с), или 2% от суммарного объема морских поставок нефти из России (3,53 млн б/с).

Вторым каналом является перевалка «с борта на борт» (ship-to-ship, STS), которая осуществляется в территориальных водах европейских стран и используется преимущественно для поставок нефтепродуктов. Так, в октябре 2023 г. STS-перевалка российских нефтепродуктов осуществлялась в акваториях пяти стран ЕС – Греции, Мальты, Хорватии, Дании и Эстонии. В общей сложности на долю этих пяти стран пришлось 10% морских поставок нефтепродуктов из России (218 тыс. б/с из 2,12 млн б/с).

Говорил об этом вчера в комментарии для «Российской газеты»

Текущая коррекция цен – предвестник эпохи дешевой нефти

Снижение цены нефти Brent до менее чем $80 за баррель напрямую связано с изменением баланса на рынке нефти, который в IV квартале 2023 г. вновь стал рынком покупателя.

Речь идет о соотношении спроса и предложения: если в III квартале 2023 г. спрос превышал предложение на 90 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в IV квартале 2023 г. уже предложение будет превышать спрос на 200 тыс. б/с. Такой прогноз приводит Управление энергетической информации (EIA) в ноябрьском выпуске Краткосрочного обзора энергетических рынков

Сжатие рынка в III квартале 2023 г. было связано с последствиями майского сокращения квот ОПЕК+ (на 1,66 млн б/с), а также решения Саудовской Аравии сократить добычу на 1 млн б/с начиная с июля 2023 г., которое затем было пролонгировано до конца нынешнего года. Сказалось и сокращение экспорта из России: по данным S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России в период с мая по июль 2023 г. снизился на 870 тыс. б/с (до 2,98 млн б/с). Как следствие, III квартал 2023 г. стал периодом резкого роста цен на нефть: если в июне 2023 г. средняя цена Brent составляла $74,9 за баррель, то в сентябре 2023 г. – $94,0 за баррель.

Однако в октябре и ноябре 2023 г. на рынке произошла коррекция. С одной стороны, к началу IV квартала 2023 г. рынок «информационно» отыграл сокращения предложения в странах ОПЕК+, а с другой – на октябрь и ноябрь 2023 г. пришелся ряд сообщений об увеличении добычи в странах, не участвующих в сделке: сюда относятся данные EIA о том, что в октябре и ноябре 2023 г. добыча нефти в США впервые с начала пандемии COVID-19 преодолела отметку в 13 млн б/с; а также вчерашние известия о вводе третьей по счету установки по добыче, хранению и отгрузке нефти (FPSO) на блоке Stabroek, расположенном на шельфе Гайаны, где добыча в результате увеличится до 620 тыс. б/с (с нынешних 400 тыс. б/с).

Вдобавок к этому, Россия несколько нарастила экспорт: по оценке S&P Global Platts, морские поставки нефти из РФ в период с июля по октябрь 2023 г. выросли на 550 тыс. б/с — до 3,53 млн б/с. Хотя это все равно на 320 тыс. б/с ниже, чем в мае 2023 г. (3,85 млн б/с), что укладывается в объявленные ранее планы РФ по сокращению экспорта на 300 тыс. б/с в сравнении со средним уровнем мае-июня 2023 г.

Так или иначе, но рост предложения стал триггером изменения балансе на рынке нефти, который в IV квартале 2023 г. вновь стал рынком покупателя. Это добавляет интриги в преддверии заседания министерского мониторингового комитета ОПЕК+, которое намечено на 26 ноября 2023 г. Однако даже в случае ужесточения квот погоду на рынке будет определять динамика добычи вне ОПЕК+: в Гайане, которая планирует к 2027 г. увеличить добычу до 1,2 млн б/с; в Бразилии, которая намерена к началу 2030-х нарастить предложение с нынешних 3 млн б/с до 5 млн б/с за счет освоения подсолевых месторождений на шельфе Атлантики; и США, где благодаря вводу экспортного терминала SPOT, намеченному на 2026-2027 гг., экспорт нефти должен будет вырасти до 6 млн б/с, что близко к прошлогоднему объему экспорта со стороны Саудовской Аравии (7,3 млн б/с).

Поэтому во второй половине 2020-х политика сокращения добычи может потерять экономическую целесообразность. Так было в первой половине 1980-х, когда на фоне прироста добычи в Норвегии, Мексике и Великобритании Саудовская Аравия резко сокращала предложение для удержания цен. В результате доле ОПЕК в глобальной структуре предложения снизилась с 41% в 1980 г. до 27% в 1985 г. Это подтолкнуло Саудовскую Аравию к увеличению предложения, что возвестило о начале эпохи низких цен, которая продолжалась до середины 2000-х.

По итогам прошлого года доля ОПЕК в глобальном предложении нефти снизилась до 36% (против 40% в 2016 г., когда была подписана первая сделка ОПЕК+). В случае дальнейшего роста добычи вне ОПЕК+ перед картелем встанет угроза потери рынка, а это неизбежно будет влиять на перспективы сделки ОПЕК+.

Говорил об сегодня в комментарии для «Российской газеты».

Снятие запрета на экспорт бензина не повлияет всерьез на динамику топливных цен

Правительство с 17 ноября 2023 г. отменяет запрет на экспорт бензина. Де-факто, это еще один шаг к тому, чтобы нормализовать регулирование отрасли после топливного кризиса, который развернулся в сентябре 2023 г.

• С сентября 2023 г. были изменены правила расчета демпфера: разница между фактической внешней и фиксированной внутренней ценой, которая учитывается при расчете субсидий, стала умножаться на 0,5, что должно было привести к двукратному сокращению ожидаемых выплат нефтяникам;

• В ответ нефтяники попытались отыграть потери за счет резкого роста оптовых цен, который должен был позволить компенсировать снижение маржинальности нефтепереработки. По итогам сентябрьских торгов на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ) среднемесячные цены бензина АИ-92 и дизельного топлива превысили порог (62 590 руб./т и 64 620 руб./т соответственно), по достижении которого нефтяники лишаются права на демпфер. Как следствие, в октябре 2023 г. выплаты по демпферу были равны нулю, хотя месяцем ранее их объем достиг 298,7 млрд руб. – рекордного объема с 2019 г., когда демпфер стал использоваться для регулирования топливного рынка.

• Правительство в качестве ответной меры ввело запрет на экспорт бензина и дизельного топлива (ДТ). Полный запрет действовал в период с 21 сентября по 5 октября 2023 г.

• 5 октября 2023 г. Правительство сняло запрет на экспорт ДТ для тех производителей, которые транспортируют ДТ к морским портам с помощью трубопроводного транспорта, а также поставляют на внутренний рынок не менее 50% выпускаемого топлива. Тогда же Правительство объявило о повышении биржевых нормативов для бензина (с 13% до 15%) и ДТ (с 9,5% до 12,5%), а также ввело заградительную пошлину (50 тыс. руб./т) на экспорт ДТ для трейдеров, которые закупают ДТ для поставок за рубеж.

• Наконец, еще одной мерой, объявленной 5 октября 2023 г., стала отмена коэффициента 0,5, на который с сентября 2023 г. умножалась разница между фактической экспортной и фиксированной внутренней ценой при расчете демпфера. Это вернет ожидаемый уровень субсидий на привычный уровень.

• В этом отношении отмена запрета на экспорт бензина, вступающая в силу с 17 ноября 2023 г., станет еще одним шагом на пути к нормализации регулирования топливной отрасли.

При этом отмена запрета практически не повлияет на динамику цен. С одной стороны, экспорт никогда не играл серьезной роли для производителей бензина: по данным ЦДУ ТЭК, доля экспорта в структуре производства бензина в РФ в период с 2016 по 2021 гг. составляла от 10% до 14% (в зависимости от года), а по итогам первых девяти месяцев 2023 г. достигла 15% (4,9 млн т из 32,7 млн т).

Для сравнения: доля экспорта в производстве ДТ в период с 2016 по 2021 гг. составляла от 50% до 57%, а по итогам первых девяти месяцев 2023 г. достигла «лишь» 42,3% (28,1 млн т из 66,4 млн т) – среди прочего сказался рост грузооборота автомобильного транспорта, в том числе из-за увеличения нагрузки на сеть РЖД, которое в условиях перестройки логистических потоков привело к удлинению сроков доставки грузов железнодорожным транспортом.

Низкая доля экспорта в структуре производства бензина связана как с исторической ориентацией НПЗ на производство ДТ для грузовой техники, так и со сравнительно низким качеством российского бензина. Об этом, в частности, свидетельствует тот факт, что калужский завод Volkswagen долгое время был вынужден импортировать бензин для первой заливки, которая происходит при сходе автомобиля с конвейера (об этом на конференции «Автоэволюция-2017» рассказывал тогдашний технический директор «Фольксваген Груп Рус» Оливер Грюнберг).

Так или иначе, но экспорт бензина оказывает не очень значительное воздействие на динамику внутренних цен. Поэтому отмена запрета на экспорт не приведет к резким ценовым колебаниям в ближайшие дни и недели. Гораздо важнее тот факт, что топливный рынок возвращается к старому "нерыночному" консенсусу, при котором нефтяники удерживают цены в границах инфляции в обмен на субсидии из бюджета.

Снизить цены на бензин невозможно без демонополизации топливной отрасли

Отмена запрета на экспорт бензина позволит нормализовать регулирование топливного рынка, но все равно не решит ключевой проблемы отрасли – отсутствия реальной конкуренции в производстве топлива, из-за чего у производителей нет рыночных стимулов для снижения цен.

Де-факто, топливный рынок держится на «джентельменском соглашении», в рамках которого нефтяники удерживают цены в границах инфляции в обмен на многомиллиардные субсидии в адрес НПЗ.

Решить эту проблему можно только за счет демонополизации нефтепереработки, а также резкого повышения нормативов биржевых продаж, снижения акцизов и смягчения региональных правил предоставления земли под строительство новых АЗС. Эти меры позволят сдерживать рост оптовых и розничных цен без предоставления субсидий.

Говорил об этом вчера в комментарии для агентства «Прайм»

Российские угольщики не смогут компенсировать экспортные риски за счет внутреннего рынка

Добыча угля в России по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличилась на 0,7% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., следует из данных ЦДУ ТЭК. Если с января по сентябрь 2022 г. добыча составила 320,0 млн т, то за аналогичным период 2023 г. – 322,2 млн т.

Роль одного из драйверов прироста добычи сыграли поставки на российские угольные ТЭС, которые по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличились на 9,1%, а в абсолютном выражении – на 5,7 млн т (до 68,1 млн т). В свою очередь, поставки коксующегося угля на внутренний рынок выросли за тот же период на 13,6%, или на 3,6 млн т (до 30,0 млн т).

Чуть более «скромными» были результаты экспорта. Экспорт энергетического угля по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличился на 3,8%, или на 4,8 млн т (до 130,1 млн т); а экспорт коксующегося угля – сократился на 5,1%, или на 1,3 млн т (до 23,6 млн т).

Впрочем, это не дает оснований полагать, что российские угольщики могут компенсировать экспортные риски за счет поставок на внутренний рынок:

• В ряде сегментов внутреннего рынка поставки угля в текущем моменте снижаются: например, поставки угля на предприятия ЖКХ по итогам первых девяти месяцев 2023 г. сократились на 6,1%, или на 1,1 млн т (до 17,0 млн т); а поставки на цементные заводы и в Росрезерв – в общей сложности на 22,9% , или на 4,3 млн т (до 14,4 млн т);

• При этом темпы вывода из эксплуатации угольных ТЭС опережают темпы ввода в строй новых электростанций: в период с 2000 г. по первую половину 2023 г. в России было подключено к сети 6,7 ГВт угольных ТЭС, тогда как отключено от сети – 9,8 ГВт угольных ТЭС, согласно данным Global Energy Monitor. Поэтому объем поставок угля на российские ТЭС оставался вблизи одного и того же уровня;

• Планы по вводу новых угольных энергоблоков, обсуждавшиеся минувшим летом на заседании Комиссии по энергетике Госсовета РФ, во многом носят конъюнктурный характер: отраслевая бюрократия «подстраивается» под текущий политический тренд, тогда как становление рынка торговли углеродными единицами в АТР (регионе-лидере по вводу ВИЭ) будет диктовать необходимость развития низкоуглеродной энергетики;

• При этом на стагнацию внутреннего спроса будет играть и технологический сдвиг в металлургии: по данным Global Energy Monitor, общая мощность сталелитейных заводов в РФ к марту 2023 г. достигла 86,1 млн т в год, из них 51,6 млн т в год приходился на кислородно-конверторные печи, требующие применения коксующегося угля, а 34,5 млн т в год – на электроплавильные печи, которые не используют коксующийся уголь. При этом на стадии строительства нет одной кислородно-конверторной печи, тогда как мощность строящихся электроплавильных печей достигла 2,8 млн т в год.

Поэтому внутренний рынок угля в ближайшие годы будет переживать стагнацию, что станет дополнительным риском для российских угольщиков, которые и без того столкнулись с потерей европейского рынка, ужесточением дефицита пропускной способности Восточного полигона и риском торможения поставок в Китай из-за увеличения инвестиций в КНР в развитие угледобычи.

Аргентина может удвоить добычу нефти к 2030 году

Аргентина – четвертый по величине производитель нефти в Латинской Америке. По данным Energy Institute, добыча нефти в стране в 2023 г. составляла 706 тыс. баррелей в сутки (б/с) – по этому показателю Аргентина находилась далеко позади Бразилии (3,11 млн б/с) и лишь немного уступала Колумбии (754 тыс. б/с) и Венесуэле (731 тыс. б/с).

Основной потенциал прироста добычи связан с освоением сланцевой формации Vaca Muerta, извлекаемые запасы которой оцениваются в 16,2 млрд баррелей нефти и 8,6 трлн куб. м газа. По ряду параметров Vaca Muerta напоминает наиболее известные геологические формации США:

• По толщине пласта (от 50 до 450 метров) Vaca Muerta близка к формации Midland (45-450 метров), входящей в состав Пермского бассейна;

• Формация Vaca Muerta залегает почти на той же глубине (от 1700 до 3500 м), что и формация Bakken (от 1300 до 3000 м), при этом по занимаемой площади (30 тыс. кв. м) она сопоставима с формацией Delawere (26 тыс. кв. м), являющейся частью Пермского бассейна;

• Сопоставимы и экономические условия добычи: по оценке McKinsey, добыча на Vaca Muerta является коммерчески рентабельной при цене нефти в $36 за баррель и при цене газа в $57 за тыс. куб. м. Для сравнения: для большинства сланцевых формаций США «точка безубыточности» добычи нефти находится в диапазоне от $34 до $51 за баррель, а добычи газа – в диапазоне от $47 до $64 за тыс. куб. м (значения округлены);

• Преимуществом является и сравнительно низкое содержание серы в нефти, добываемой на Vaca Muerta: 0,5%, что ниже, чем у большинства наиболее известных ближневосточных сортов, таких как Arab Light (1,96%), Kirkuk (2,24%) и Upper Zakum (1,84%). Это должно облегчить использование сырья для производства светлых нефтепродуктов, в том числе нафты, являющейся основным сырьем для нефтехимии, которая во второй половине 2020-х может сменить наземный транспорт в роли локомотива глобального спроса на нефть (за вычетом завершающегося восстановительного роста спроса в авиационном секторе).

К февралю 2023 г. добыча нефти на Vaca Muerta достигла 291 тыс. б/с, превысив уровень годичной давности на 76 тыс. б/с. Согласно прогнозу Rystad Energy, к 2030 г. добыча на Vaca Muerta может увеличиться до 1 млн б/с: для этого количество скважин, ежегодно вводимых в эксплуатацию, должно увеличиться с 224 единиц в 2023 г. до 435 единиц в 2030 г.

Однако многое будет зависеть от развития транспортной инфраструктуры: в 2023 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод OTASA мощностью чуть менее 110 тыс. б/с, который предназначен для поставок нефти в Чили; сюда же относится модернизация трубопроводной системы OLDELVAL, одна из веток которой позволит транспортировать нефть из формации Vaca Muerta к порту Коронель-Росалес в провинции Буэнос-Айрес; а также нефтепровод Oleoducto Vaca Muerta Sur мощностью 340 тыс. б/с, строительство которого запланировала государственная YPF.

Если прогноз Rystad Energy сбудется, Аргентина сможет к 2030 г. увеличить добычу чуть более чем на 700 тыс. б/с, то есть удвоить в сравнении уровнем 2022 г., даже без учета добычи на других месторождениях. Это укрепит роль Латинской Америки в качестве одного из локомотивов прироста добычи вне стран ОПЕК+, с учетом того, что Гайана намерена к 2027 г. нарастить добычу с нынешних 400 тыс. б/с до 1,2 млн б/с за счет ввода плавучих установок по добыче, хранению и отгрузке нефти (FPSO) на блоке Stabroek, а также планов Бразилии по увеличению добычи с 3 млн б/с до 5 млн б/с к началу 2030-х гг. за счет освоения подсолевых месторождений шельфа Атлантики.

Запрет на экспорт дизеля простимулировал экспорт нефти

В октябре 2023 г. морской экспорт нефтепродуктов сократился на 190 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с сентябрем- 2023 г., достигнув 2,12 млн б/с – низшей отметки за последние 17 месяцев, согласно данным S&P Global Platts. Тогда как морской экспорт нефти, наоборот, увеличился в месячном выражении на 250 тыс. б/с (до 3,53 млн б/с). Закономерный результат полного запрета на экспорт бензина и дизельного топлива, который действовал на рубеже сентября и октября 2023 г. и создал дополнительные стимулы для экспорта сырья вместо его поставок на НПЗ для производства нефтепродуктов.

Говорил об этом вчера в эфире телеканала «Москва-24».