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».

Зависимость российского экспорта угля от Китая и Индии будет усиливаться

Стремление российских регуляторов закрепить объемы поставок угля в Китай в межправительственном соглашении связано с рисками дальнейшего сужения географии российского экспорта угля, причем это касается не только энергетического, но и коксующегося угля.

По данным Global Energy Monitor, к июлю 2023 г. по всему миру на стадии строительства находилось 204,2 гигаватта (ГВт) угольных теплоэлектростанций (ТЭС): из них 67% (136,2 ГВт) приходилось на Китай, 15% (31,6 ГВт) – на Индию, еще 8% на Индонезию и ЮАР (16,1 ГВт), которые обеспечены собственным сырьем для угольной генерации. В результате на долю всех прочих стран приходится 10% (20,3 ГВт) мощности строящихся угольных ТЭС, а это грозит увеличением зависимости российских экспортеров от поставок в Индию и Китай.

Риски есть и в сегменте коксующегося угля. К марту 2023 г. глобальная мощность строящихся кислородно-конверторных печей, использующих для выплавки стали коксующийся уголь, достигла 94,1 млн т в год, из них ровно 80% (75,3 млн т в год) приходилось на Китай и Индию. Правда, в этом сегменте более высокий потенциал спроса на уголь, чем в электроэнергетике, и причина тому – сильный разрыв в уровне урбанизации между Китаем и Индией (64% против 36% в 2022 г.). Сокращение этого разрыва будет играть на увеличение спроса на стальную продукцию в транспорте и строительстве и, как следствие, на коксующийся уголь для выплавки стали.

Поэтому Индия уже в нынешнем десятилетии станет крупнейшим импортером коксующегося угля из России, особенно с учетом того, что на китайском рынке серьезную конкуренцию поставкам из РФ будет оказывать Монголия. По данным Commodity Insights, по итогам первых восьми месяцев 2023 г. Монголия нарастила экспорт коксующегося угля в Китай на 85% (до 33,9 млн т). Приросту не помешал тот факт, что железнодорожная ветка от месторождения Таван-Толгой в Монголии до погранперехода Гашуун Сухайт на границе с КНР до сих пор не получила разрешения на эксплуатацию, хотя ее строительство было завершено в прошлом году.

На днях говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»

Трейдеры могут стать инструментом снижения топливных цен

Одна из ключевых проблем российского топливного рынка – наличие региональных монополий: в большинстве регионов (или макрорегионов) есть один-единственный производитель нефтепродуктов, который может диктовать цены коммерческим потребителям. В результате цены в мелкооптовом сегменте, как правило, существенно выше, чем в биржевом.

Это было особенно заметно в августе-сентябре 2023 г., когда сельхозпроизводители на фоне сезонного роста спроса были вынуждены закупать дизельное топливо (ДТ) по цене в 100 тыс. руб./т, тогда как цена ДТ на бирже не превышала отметку в 75 тыс. руб./т.

Решить эту проблему можно за счет резкого повышения нормативов биржевых продаж. В октябре 2023 г. Правительство решило повысить норматив для ДТ с 9,5% до 12,5%, однако в реальности норматив необходимо повысить до 33% (для сравнения: по итогам первых девяти месяцев 2023 г. доля поставок на внутренний рынок в производстве ДТ составила 58%). Резкое повышение нормативов увеличит конкуренцию на бирже и, как следствие, приведет к снижению цен.

Это повысит рентабельность бизнеса трейдеров, которые в таком случае смогут закупать топливо на бирже по сравнительно низким ценам для дальнейшей перепродажи сельхозпроизводителям, которым в итоге топливо будет обходиться дешевле, нежели при закупках у местных НПЗ.

Говорил сегодня об этом в эфире РБК-ТВ.

Российский рынок дизеля остается профицитным, даже несмотря на рост внутреннего спроса

Инвестиции в развитие нефтепереработки в РФ в 2020 г. составили 272,0 млрд руб., а в 2021 г. – 245,5 млрд руб., согласно данным ЦДУ ТЭК (более поздних данных нет). Тем самым, капзатраты на 1 трлн руб. в развитие сегмента Downstream, о которых на днях заявлял вице-премьер Александр Новак (на период до 2028 г.), почти в четыре раза превосходят годовой объем инвестиций в модернизацию НПЗ в докризисном 2021 г. Часть новых инвестиций, возможно, пойдет на адаптацию выпускаемого топлива к экологическому стандарту «Евро 5»: если в структуре производства бензина на долю топлива 5 класса в 2021 г. приходилось 97,6%, то в структуре производства дизеля – лишь 92,8%.

В России сохраняется профицит мощностей по выпуску дизельного топлива (ДТ), даже несмотря на увеличение роли внутреннего рынка. Если в период с 2016 по 2021 гг. доля внутреннего рынка в структуре производства ДТ колебалась в диапазоне от 43% до 50% (в зависимости от года), то по итогам первых девяти месяцев 2023 г. она достигла 58% (38,3 млн т из 66,4 млн т). Одной из причин стал дефицит пропускной способности сети РЖД, из-за которой грузоотправители вынуждены переориентироваться на автомобильный грузовой транспорт, обеспечивающий предсказуемость сроков доставки коммерческих грузов. По данным Росстата, грузооборот автомобильного транспорта по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличился на 17,9% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., достигнув 35,7 млрд т-км.

Впрочем, сказывается и потеря европейского рынка, который был ключевым для российских производителей ДТ до 2022 г.: по данным Федеральной таможенной службы (ФТС), доля стран ЕС в структуре экспорта летнего ДТ из России в 2021 г. в составила 75%, тогда как в структуре производства бензина АИ-92 она достигла лишь 27%. В случае наращивания мощностей по производству дизеля обеспечить их высокую загрузку будет сложно без доступа на европейский рынок, где, впрочем, будет происходить торможение спроса на дизель. По данным Европейской ассоциации автопроизводителей (ACEA), доля автомобилей на дизельных двигателях в структуре продаж новых авто в ЕС снизилась с 36,7% в 2018 г. до 16,4% в 2022 г.

Говорил об этом вчера в комментарии для «Ведомостей».

Ужесточение квот ОПЕК+ обострит проблему сокращения доли альянса на рынке нефти

Ключевая интрига грядущей министерской встречи ОПЕК+ сводится к тому, пойдут ли члены альянса на дополнительное сокращение добычи нефти. С мая 2023 г. девять стран ОПЕК+ сократили квоты на 1,66 млн баррелей в сутки (б/с), при этом с июля 2023 г. вступило в силу решение Саудовской Аравии о сокращении добычи на дополнительные 1 млн б/с, которое затем было продлено до конца нынешнего года. Наконец, с 2024 г. альянс должен будет сократить квоты на 1,4 млн б/с – это решение было принято еще на июньском заседании ОПЕК+.

Сложность заключается в том, что цены уже «отыграли» новости о текущем и грядущем сжатии предложения, при этом нефтяной рынок из дефицитного стал профицитным. По данным Управления энергетической информации (EIA), в III квартале 2023 г. спрос превышал предложение на 90 тыс. б/с, тогда как в IV квартале 2023 г. предложение превысит спрос на 200 тыс. б/с, в том числе из-за роста предложения в США, где добыча нефти в октябре и ноябре 2023 г. превысила отметку в 13 млн б/с впервые с начала пандемии COVID-19. Это стало причиной коррекции цен на нефть Brent, которые за последний месяц снизились с чуть более чем $90 за баррель до чуть более чем $80 за баррель.

Гипотетически страны ОПЕК+ могут пойти на дальнейшее сокращение добычи, которое будет выходить за рамки уже объявленных обязательств на следующий год, чтобы тем самым вновь сделать рынок дефицитным. Однако рынок достаточно быстро «отыграет» это решение, тем более что высокие цены играют на руку сланцевой отрасли в США. Вдобавок к этому, круг стран вне ОПЕК+, которые в ближайшие годы будут наращивать добычи, вовсе не ограничиваются США. Один из примеров – Гайана, которая в ноябре 2023 г. ввела в эксплуатацию третью плавучую установку для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) на блоке Stabroek. Это позволит Гайане увеличить добычу с нынешних 400 тыс. б/с до 620 тыс. б/с.

Что не менее важно, сокращение квот увеличит профицит нефтедобывающих мощностей стран-участниц альянса. Например, профицит мощностей среди ближневосточных производителей увеличился с 2,50 млн б/с в мае 2023 г. до 4,12 млн б/с. Наличие профицита, само по себе, является фактором риска для нефтяных цен, который накладывается на угрозу потери рынка. Например, доля десяти стран ОПЕК, участвующих в сделке, в глобальном предложении нефти сократилась с 23,8% в марте 2023 г. до 22,3% в октябре 2023 г. (данные EIA).

Поэтому участникам альянса будет предпочтительнее сохранить ранее объявленные квоты на 2024 г. – еще более сильное сокращение добычи обострит проблему потери рынка и не окажет ценам долговременной поддержки.

Добыча нефти в России: итоги октября-2023

Добыча нефти в России в октябре 2023 г. осталась вблизи сентябрьского уровня. Такой вывод можно сделать на основе данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США, а также S&P Global Platts и Международного энергетического агентства.

• Статистика EIA учитывает добычу нефти и газового конденсата. По данным EIA, добыча нефти и газового конденсата в РФ в октябре 2023 г. достигла 10,57 млн баррелей в сутки (б/с), ровно того же уровня, на которым добыча находилась в сентябре 2023 г. (10,57 млн б/с). В сравнении же с уровнем февраля 2023 г. (11,22 млн б/с), когда вице-премьер Новак анонсировал сокращение предложения, добыча снизилась на 650 тыс. б/с.

• Данные МЭА и Platts учитывают только добычу нефти – без газового конденсата. По данным МЭА, добыча нефти в РФ в октябре 2023 г. выросла на 30 тыс. б/с, достигнув 9,53 млн б/с (против 9,50 млн б/с в сентябре 2023 г.). «Отставание» от уровня февраля 2023 г. (9,87 млн б/с) составило 340 тыс. б/с.

• По данным S&P Global Platts, добыча нефти в РФ в октябре 2023 г. увеличилась на 20 тыс. б/с, достигнув 9,45 млн б/с, что ниже уровня февраля 2023 г. на 410 тыс. б/с (9,86 млн б/с).

В целом, данные по добыче нефти в РФ коррелируют со статистикой экспорта. По оценке S&P Global Platts, экспорт нефти из РФ в октябре 2023 г. увеличился на 250 тыс. б/с (до 3,53 млн б/с), тогда как экспорт нефтепродуктов сократился на 190 тыс. б/с, достигнув 2,12 млн б/с – минимальной отметки за 17 месяцев. И это – прямое следствие полного запрета на экспорт бензина и дизеля, действовавшего на рубеже сентября и октября 2023 г. и стимулировавшего экспорт сырья вместо поставок на НПЗ для производства нефтепродуктов.

Сохранение статус-кво стало бы наиболее предпочтительным решением для ОПЕК+

Сложность нынешнего раунда переговоров сделки ОПЕК+ состоит в том, что цены уже отыграли предыдущую волну сжатия спроса, которая была связана с майским сокращением квот на 1,66 млн баррелей в сутки (б/с), а также решением Саудовской Аравии добровольно сократить добычи на 1 млн б/с начиная с июля 2023 г., которого затем было продлено до декабря. Эти решения обеспечили дефицит на рынке нефти, который в III квартале 2023 г. достиг 90 тыс. б/с.

Однако в конце года рынок вновь стал профицитным: согласно прогнозу Управления энергетической информации (EIA), в IV квартале 2023 г. глобальное предложение превысит спрос на 200 тыс. б/с, в том числе из-за роста предложения в США, где в октябре и ноябре 2023 г. добыча преодолела отметку в 13 млн б/с впервые с начала пандемии COVID-19. Наряду с сообщениями о вводе третьей по счету плавучей установки по добыче, хранению и отгрузке (FPSO) нефти на блоке Stabroek, которая позволит Гайане увеличить предложение с нынешних 400 тыс. б/с до 620 тыс. б/с, это привело к снижению цен с более чем $90 за баррель до чуть более чем $80 за баррель.

Скорее всего, ровно такой же эффект можно будет наблюдать на рынке в том случае, если альянс ОПЕК+ в следующем году пойдет на более сильное сокращение добычи, нежели уже объявленное урезание квот на 1,4 млн б/с. В этой связи оптимальным будет сохранение статус-кво, которое бы также подразумевало пролонгацию решения Саудовской Аравии о добровольном сокращении добычи на 1 млн б/с, как минимум, на первое полугодие 2024 г.

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

Российская угольная отрасль находится на пороге крупнейшего за 30 лет кризиса

Усиление зависимости от поставок угля в Индию и КНР; бурное развитие ветровой, атомной, газовой и солнечной генерации в Китае; технологические сдвиги в металлургии; дефицит пропускной способности Восточного полигона; зависимость грузоотправителей угля от субсидий РЖД – всё это может привести к самому тяжелому кризису для российской угольной отрасли за последние 30 лет. Наибольшими преимуществами в этих условиях будут обладать компании, которые добывают коксующийся уголь и у которых активы находятся сравнительно недалеко от портов Дальнего Востока.

Об этом – в отрывке из моего выступления на конференции «Уголь», прошедшей в ноябре 2023 г.

Частный сектор в Восточной Сибири снабжается углем по остаточному принципу

Ключевой проблемой внутреннего рынка остается дефицит угля в Восточной Сибири, который обычно возникает в зимний период как из-за недостаточного объема закупок сырья со стороны региональных властей, так и сезонного роста внешнего спроса, который приводит к увеличению экспорта. Как следствие, тот сегмент жилищного сектора, где уголь используется для отопления, остается «на сухом пайке». В краткосрочной перспективе решить эту проблему можно за счет увеличения региональных расходов на закупку угля для жилищного сектора.

Однако фундаментальным решением может стать только развитие конкуренции на рынке газа, в том числе в регионах, по территории которых проходят магистральные газопроводы Иркутского и Якутского центров газодобычи. Конкурентный рынок сделает газ более доступным и для жилищного сектора, и для электроэнергетики Восточной Сибири. Здесь можно провести параллель с США, где благодаря сланцевой революции доля газа в структуре выработки электроэнергии выросла с 16% в 2000 г. до 39% в 2022 г., тогда как доля угля снизилась с 52% до 19% соответственно.

Развитие конкурентного рынка газа снимет «головную боль» с угольщиков, для которых внутренний рынок является менее рентабельным, чем внешний. Тем более что спрос на уголь в жилищном секторе в последние десятилетия переживал стагнацию. Если в первой половине 2000 г. поставки российских производителей угля на этот сегмент внутреннего рынка составили 12,2 млн т, то в первой половине 2023 г. – 11,3 млн т, согласно данным ЦДУ ТЭК.

Динамика экспорта коксующегося угля из России будет во многом зависеть от конкуренции с поставщиками из Монголии

Сокращение добычи угля, зафиксированное Росстатом по итогам октября 2023 г. (год к году), во многом связано с высокой базой прошлого года, а последняя – с приростом поставок на внутренний рынок и увеличением экспорта коксующегося угля. По данным ЦДУ ТЭК, поставки угля на российские электростанции в октябре 2022 г. увеличились на 37,6% в сравнении с аналогичным месяцем предшествующего года (до 8,1 млн т), а экспорт коксующегося угля – на 30,6% (до 2,8 млн т), в том числе благодаря увеличению добычи на Эльгинском месторождении (по итогам 2022 г. добыча на «Эльге» увеличилась на 204%, достигнув 16,5 млн т).

Однако потенциал наращивания поставок угля на внутренний рынок является ограниченным, в том числе из-за продолжающегося вывода старых объектов генерации. По данным Global Energy Monitor, в России в 2022 г. и первой половине 2023 г. было введено в эксплуатацию 100 мегаватт (МВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 877 МВт. Схожая картина видна и на длинном горизонте: в период с 2000 по первую половину 2023 г. в России было введено в эксплуатацию 6,7 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как отключено от сети – 9,8 ГВт.

Что касается экспорта коксующегося угля, то здесь следующий скачок экспорта придется на период после 2025 г., когда будет введена в строй ж/д ветка «Эльга-Чумикан», которая позволит вывести Эльгинское месторождение на проектный уровень (45 млн т в год против 16,5 млн т в 2022 г.). Поэтому в ближайшие год динамика экспорта коксующегося угля в ближайший год будет во многом зависеть от конкуренции с монгольскими производителями на китайском рынке. По данным Commodity Insights, поставки коксующегося угля из Монголии в Китай по итогам первых восьми месяцев 2023 г. увеличились в годовом выражении на 85% (до 33,9 млн т). Это отчасти объясняет, почему экспорт коксующегося угля из РФ по итогам первых девяти месяцев 2023 г. сократился на 5,1% (до 23,6 млн т, согласно данным ЦДУ ТЭК).

Четвертый квартал традиционно является наиболее благоприятным для российских угольщиков. По данным ЦДУ ТЭК, в IV квартале 2021 г. добыча угля увеличилась на 10,7% в сравнении с предшествующим кварталом (до 118,8 млн т), а в IV квартале 2022 г. – на 15,2% (до 121,4 млн т). Сказывается сезонный рост спроса, причем не только на российском рынке, но и в Китае, где в прошлом году на долю угля пришелся 61% электрогенерации.

С учетом результатов 2021-2022 гг., добыча угля в России в IV квартале 2023 г. составит около 120 млн т. Соответственно, добыча по итогам года составит 440-442 млн т (по методологии ЦДУ ТЭК) или 433-435 млн т (по методологии Росстата).

Говорил об этом сегодня в комментарии для «Ведомостей»

Гайана и Венесуэла – два полюса нефтяной отрасли в Латинской Америке

Гайана – один из лидеров по приросту добычи нефти среди стран, не входящих в ОПЕК. Ключевую роль в этом играет шельфовый блок Stabroek, добычу на котором осуществляет консорциум компаний во главе с ExxonMobil.

Освоение блока Stabroek ведется с помощью судов по добыче, хранению и отгрузке (FPSO) нефти. Первое судно – Liza Destiny – было введено в эксплуатацию в 2019 г., второе – Liza Unity – в 2022 г., а третье – Prosperity – ноябре 2023 г. В результате добыча нефти в Гайане, еще в ноябре 2019 г. равнявшаяся нулю, к октябрю 2023 г. увеличилась до 400 тыс. баррелей в сутки (б/с), а в 2024 г. должно превысить отметку в 600 тыс. б/с. При этом дальнейший ввод FPSO должен позволит Гайане к 2027 г. нарастить добычу до 1,2 млн б/с.

Венесуэла – ровно обратный пример. Страна, на долю которой приходится 17,5% доказанных запасов нефти в мире, в течение многих десятилетий была лидером по объемам добычи в Южной Америке. Пик добычи пришелся на 1998 г., когда ее объем достиг 3,45 млн б/с, а доля Венесуэлы в структуре глобального предложения – 4,7%. Однако в последующие двадцать с лишним лет отрасль пережила череду кризисов из-за национализации, увеличения налоговой нагрузки и санкций. В результате к 2022 г. добыча сократилась до 730 тыс. б/с, а доля Венесуэлы в глобальной структуре предложения – до 0,8%.

Несколько исправить положение должно было смягчение санкций в отношении Венесуэлы, предпринятое США в октябре 2023 г., когда Управление по контролю за иностранными активами (OFAC) Минфина США опубликовало Лицензию №44. Документ сняла ограничения на:

• Разработку, добычу и продажу нефти и газа из Венесуэлы, а также поставку товаров и услуг для нужд венесуэльской нефтегазовой отрасли;
• Оплату счетов, выставляемых за поставку товаров и услуг для венесуэльской нефтегазовой отрасли;
• Инвестиции в развитие нефтегазовой отрасли Венесуэлы;
• Поставку нефти и газа для оплаты долга перед кредиторами Венесуэлы и PDVSA.

Фактически это означало приостановку санкций в отношении PDVSA, которые были введены в 2019 г., спустя полгода после скандальных президентских выборов Венесуэлы. Правда, срок лицензии истекал 18 апреля 2024 г. Скорее всего, теперь этот документ будет приостановлен, а это лишь отдалит восстановление венесуэльской нефтяной отрасли.

Дисконт Urals к Brent может увеличиться до $13-15 за баррель

«Как отмечает эксперт Кирилл Родионов, цена на нефть Brent после решения ОПЕК+ продолжит балансировать в диапазоне 80-85 долл. за баррель. Что касается дисконта российской нефти Urals, то по итогам декабря 2023 года он может увеличиться до 13-15 долл. за баррель (против 9,6 долл. за баррель в среднем в октябре 2023 года). Скажется усиление прессинга американских регуляторов на судоходные компании, осуществляющие перевозки российской нефти, из-за чего перевозчики будут тщательнее подходить к соблюдению ценового потолка, хотя средняя цена Urals все равно будет оставаться выше 60 долл. за баррель».

Мой комментарий для «Российской газеты» по мотивам министерской встречи ОПЕК+

Иллюзия сокращения: почему новая сделка ОПЕК+ не сможет сбалансировать рынок

Новые квоты ОПЕК+ лишь сблизят предельный уровень добычи с фактическим, а потому не смогут всерьез изменить баланс нефтяного рынка, который вновь стал профицитным из-за роста добычи вне стран-участниц сделки.

В очередной колонке для издания «Нефть и Капитал» – о новых договоренностях ОПЕК+

Новые квоты ОПЕК+ близки к текущему уровню добычи

«Попытка дать рынку „бычий“ сигнал без реального ущерба для фактической добычи» — к такой формуле можно свести итоги министерской встречи ОПЕК+, состоявшейся 30 ноября 2023 г. Ужесточение квот для африканских стран ОПЕК наряду с добровольным сокращением предложения на 2,2 млн баррелей в сутки (б/с) со стороны ключевых участников сделки на практике будет означать удержание добычи и экспорта нефти вблизи текущих уровней, которые, в большинстве своем, находились ниже предельных значений, вступающих в силу с января 2024 г.

Иллюстрация тому — «история» с квотами для Анголы, Нигерии и Республики Конго. Реальное сокращение предложения потребуется лишь от Анголы, квота которой с января 2024 составит 1,11 млн б/с, тогда как фактическая добыча в октябре 2023 г. достигла 1,18 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Добыча в Нигерии (1,31 млн б/с) и Республике Конго (260 тыс. б/с) в октябре 2023 г. и без того находилась ниже квот (1,50 млн б/с и 277 тыс. б/с соответственно), которые начнут действовать в следующем году.

То же самое во многом касается и ведущих участников сделки ОПЕК+. Если взять за точку отсчета квоты, установленные на июньской министерской встрече ОПЕК+, то, с учетом добровольного сокращения добычи на 1 млн б/с, квота для Саудовской Аравии должна будет составить 9,478 млн б/с, в то время как фактическая добыча в стране в октябре 2023 г. достигла лишь 9,0 млн б/с. В свою очередь, добыча нефти в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), в октябре 2023 г. была ниже обновленных квот на 126 тыс. б/с (2,930 млн б/с против 3,056 млн б/с), в то время как в Алжире добыча превышала новый предельно допустимый уровень лишь на 4 тыс. б/с (960 тыс. б/с против 956 тыс. б/с), а в Кувейте — на 19 тыс. б/с (2,560 млн б/с против 2,541 млн б/с).

Вполне ожидаемым исключением является Ирак, где добыча в октябре 2023 г. превышала уровень новых квот на 112 тыс. б/с (4,320 млн б/с против 4,208 млн б/с). В отличие от Саудовской Аравии, Кувейта и ОАЭ, где сегмент Upstream контролируют государственные монополии (Saudi Aramco, Kuwait Petroleum Corporation и, с некоторыми оговорками, ADNOC), нефтяная отрасль Ирака насчитывает свыше десятка производителей, включая международные компании. Поэтому Ираку объективно сложнее выполнять обязательства перед ОПЕК+, даже несмотря на наличие инфраструктурных ограничений в отрасли, таких как дефицит пресной воды в нефтедобывающей провинции Басра, а также вынужденный простой нефтепровода Киркук-Джейхан, который сдерживал предложение нефти в Ираке на протяжении большей части 2023 г.

Экспорт нефти и нефтепродуктов из РФ в октябре-2023 был ниже среднего уровня мая-июня на 480 тыс. баррелей в сутки

Тренд на анонсирование квот, которые уже нашли применение на практике, относится и к России, которая в дополнение к сокращению экспорта нефти на 300 тыс. б/с планирует снизить внешние поставки нефтепродуктов на 200 тыс. б/с (к среднему уровню мая-июня 2023 г.).

По данным S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России в октябре 2023 г. был ниже средних значений мая и июня 2023 г. на 150 тыс. б/с (3,53 млн б/с против 3,68 млн б/с), а морской экспорт нефтепродуктов — на 330 тыс. б/с (2,12 млн б/с против 2,45 млн б/с).

При этом на октябрьские показатели влияли ограничения на экспорт дизельного топлива (ДТ), которые были практически полностью отменены в ноябре 2023 г. Поэтому российские компании, скорее всего, в ближайшие месяцы будут наращивать производство и экспорт нефтепродуктов, снижая тем самым морские поставки сырья, что будет способствовать исполнению обязательств перед ОПЕК+. Наряду с низким интересом инвесторов к соблюдению квот со стороны Казахстана и Омана, это позволит ОПЕК+ демонстрировать, что сделка воплощается на практике.