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.

Рынок нефти вновь стал профицитным

Головной болью для ОПЕК может стать изменение баланса на мировом рынке нефти, который по итогам IV квартала 2023 г. вновь станет профицитным. Если в III квартале 2023 г. глобальный спрос превышал предложение на 90 тыс. б/с, то в IV квартале 2023 г. предложение превысит спрос на 200 тыс. б/с, согласно прогнозу EIA. Причина — в увеличении добычи в странах вне ОПЕК+, в том числе в США, где осенью 2023 г. добыча превысила отметку в 13 млн б/с впервые с начала пандемии COVID-19. При этом к концу I квартала 2024 г. должен будет выйти на проектную мощность добычи третья по счету установка для добычи, хранения и отгрузки (FPSO) нефти на блоке Stabroek (FPSO Prosperity), которая позволит Гайане нарастить предложение с нынешних 400 тыс. б/с до более чем 600 тыс. б/с.

Это будет играть на увеличение профита на рынке нефти, особенно с учетом торможения экономики в ряде крупнейших стран-потребителей. Согласно октябрьскому прогнозу МВФ, прирост ВВП в США замедлится с 2,1% в 2023 г. до 1,5% в 2024 г, в том числе из-за высоких процентных ставок, а в Китае, где близок к исчерпанию эффект запоздалого снятия «ковидных» ограничений, — с 5,0% до 4,2% соответственно.

Что не менее важно, потенциал восстановления спроса на нефть практически исчерпан в авиаперевозках, которые сильнее других отраслей пострадали во время пандемии COVID-19. Если в сентябре 2022 г. глобальный пассажирооборот (RPK) внутренних и международных авиарейсов был на 26,2% ниже уровня аналогичного месяца 2019 г., то в сентябре 2023 г. эта разница сократилась до 2,7%, согласно данным Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA). Потенциал восстановления авиаперевозок сохраняется, в основном, в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР), где пассажирооборот гражданских рейсов в сентябре 2023 г. был ниже доковидного уровня на 10,1%. Однако в ближайшие месяцы это отставание будет нивелировано, из-за чего нефтяной рынок потеряет один из драйверов восстановления спроса.

Рост добычи вне ОПЕК+ наряду со структурными изменениями спроса – две ключевые угрозы для сделки ОПЕК+

Большую угрозу для сделки ОПЕК+ таят изменения в структуре нефтяного спроса, которые произойдут уже в 2020-е гг. Наземный автотранспорт утратит роль локомотива глобального спроса из-за революции в области электромобилей. Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), к 2028 г. общемировое использование нефти для производства бензина сократится на 0,3 млн б/с в сравнении с уровнем 2022 г., а для производства дизеля — увеличится лишь на 0,6 млн б/с, в то время как для производства нафты, являющейся сырьем для нефтехимии, вырастет на 1,5 млн б/с. При этом альтернативой нафты является извлекаемый из природного газа этан, спрос на который за тот же период увеличится на 1,7 млн б/с.

Драйвером структурных изменений будут экономики стран ОЭСР, где электромобили и гибриды уже составляют значимую долю автомобильного рынка. Например, в ЕС в период с 2018 по 2022 гг. общая доля электрокаров и гибридов в структуре продаж новых легковых авто выросла с 5,9% в 2018 г. до 44,1%, тогда как доля автомобилей на бензиновых и дизельных двигателях сократилась с 92,3% до 52,8% соответственно (без учета всех прочих авто), согласно данным Европейской ассоциации автопроизводителей (ACEA). В свою очередь, в США по итогам первых трех кварталов 2023 г. общая доля гибридов и электрокаров в продажах новых легковых автомобилей достигла 16,0%, хотя еще в 2021 г. она составляла лишь 9,0%, а в 2022 г. — 12,5%, согласно данным EIA.

Другая угроза связана с ростом предложения вне ОПЕК+ и увеличением профицита нефтедобывающих мощностей в странах-участницах сделки. Сюда, в частности, относится строительство в США экспортного нефтеналивного терминала SPOT мощностью 2 млн б/с, который сможет обслуживать сверхкрупные танкеры (класса VLCC): его ввод в строй произойдет не позже 2027 г., после чего США смогут увеличить экспорт нефти с нынешних 4 млн б/с до 6 млн б/с, приблизившись по этому показателю к Саудовской Аравии (7,3 млн б/с в 2022 г.). В свою очередь, Гайана к 2027 г. увеличить предложение до 1,2 млн б/с за счет новых плавучих установок по добыче нефти на блоке Stabroek. Другая страна Латинской Америки, Аргентина, может к 2030 г. нарастить добычу с нынешних 700 тыс. б/с до 1,4 млн б/с за счет освоения формации Vaca Muerta, которая по своим геологическим параметрам близка к крупнейшим сланцевым формациям США.

Наконец, Saudi Aramco планирует к 2027 г. увеличить мощности по добыче нефти с 12 млн б/с до 13 млн б/с (без учета прочих углеводородов), в том числе за счет увеличения капитальных затрат, которые по итогам 2022 г. достигли рекордных $37,6 млрд (7,5% глобальных инвестиций в добычу нефти). Нельзя сбрасывать со счетов и Венесуэлу, которая в случае пролонгации решения Минфина США о смягчении санкционных ограничений сможет постепенно наращивать добычу в ближайшие годы, даже несмотря на тяжелые последствия национализации, санкций и увеличения налоговой нагрузки, из-за которых добыча нефти в стране в 2022 г. была почти в пять раз ниже, чем на пике в 1998 г. (730 тыс. б/с против 3,45 млн б/с).

Рынок сильнее картелей: сделку ОПЕК+ ждет распад во второй половине 2020-х

Намерения Бразилии присоединиться к ОПЕК+ выглядят несвоевременными, особенно с учетом того, что страна может увеличить добычу нефти с нынешних 3,2 млн б/с до 5 млн б/с (без учета прочих углеводородов) за счет освоения подсолевых месторождений на шельфе Атлантики. Даже если Бразилия не будет участвовать в распределении квот, ее сотрудничество с ОПЕК+ будет подрывать веру инвесторов в саму возможность сбалансировать рынок за счет сжатия предложения, особенно с учетом упомянутого роста добычи в Северной и Южной Америке.

Наряду с изменениями в структуре глобального спроса, это может привести к повторению сценария середины 1980-х, когда сдерживание добычи потеряло экономический смысл, что возвестило о начале эпохи низких цен, растянувшейся почти на два десятилетия.

Поэтому в выигрыше останутся те страны ОПЕК+, которые в следующем году смогут «выторговать» для себя наиболее мягкие квоты, обеспечивая тем самым наиболее благоприятные условия для выхода из сделки, которую рано или поздно постигнет та же судьба, что и «первую» сделку ОПЕК+, развалившуюся с треском накануне пандемии COVID-19.

Дисконт Urals к Brent незначительно увеличился по итогам ноября-2023

Дисконт Urals к североморской смеси Brent Dtd, составлявший в октябре 2023 г. в среднем $9,57 за баррель, по итогам ноября 2023 г. увеличился до $10,28 за баррель, согласно данным Минфина.

Дисконт тем самым приблизился к уровню сентября 2023 г., когда среднемесячная разница в цене Urals и Brent Dtd составляла $10,90 за баррель. Для сравнения: в апреле 2023 г. среднемесячный дисконт достиг $26,26 за баррель.

Дальнейшее сокращение дисконта было связано с дефицитом на мировом рынке нефти, который образовался из-за майского урезания квот ОПЕК+ на 1,66 млн баррелей в сутки (б/с), а также решения Саудовской Аравии сократить добычу на 1 млн б/с, которое вступило в силу в июле 2023 г. В результате, если во I квартале 2023 г. глобальное предложение превышало спрос на 1,16 млн б/с, а во II квартале 2023 г. – на 700 тыс. б/с, то в III квартале 2023 г. уже спрос превышал предложение на 90 тыс. б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA).

«Осушение» рынка привело не только к росту цен Brent, но и сокращению дисконта, на который также влияло анонсированное летом сокращение экспорта из РФ: согласно ноябрьским данным S&P Global Platts, морские поставки нефти из РФ в октябре 2023 г. были на 150 тыс. б/с ниже среднего уровня мая-июня 2023 г. (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).

Однако в IV квартале 2023 г. рынок вновь стал профицитным: согласно ноябрьскому прогнозу EIA, по итогам октября-декабря 2023 г. глобальное предложение нефти превысит спрос на 200 тыс. б/с, в том числе из-за роста предложения в США, где добыча нефти осенью 2023 г. превысила отметку в 13 млн б/с впервые с начала пандемии COVID-19.

Как следствие – ноябрьская коррекция цен Brent, за которой последовало сокращение дисконта (чем выше избыток предложения, тем ниже у потребителей стимулов переплачивать за российскую нефть). Впрочем, важную роль могло сыграть ужесточение прессинга в отношении перевозчиков российской нефти: по крайней мере, это должно было создать стимулы для того, чтобы хотя бы на время тщательнее подходить к соблюдению ценового потолка. В этой связи средний дисконт Urals к Brent Dtd по итогам декабря 2023 г., скорее всего, увеличится до $13-15 за баррель, хотя средние котировки Urals все равно будут превышать $60 за баррель.

При этом танкерные перевозки нефти остаются самым непростым объектом мониторинга для регуляторов. По данным S&P Global Platts, количество теневых операций по перевалке российских нефти и нефтепродуктов «с борта-на-борт» (ship-to-ship, STS) в исключительной экономической зоне РФ увеличилось с 394-х во II квартале 2023 г. до 432-х в III квартале 2023 г.

Глобальный пик угольной генерации наступит не позже 2025 года

Мировой баланс угольной генерации образуется из разницы между ее приростом в развивающихся странах и сокращением – в развитых. Например, в США и ЕС по итогам первых девяти месяцев 2023 г. выработка электроэнергии из угля сократилась на 20% и 29% в годовом выражении, а в абсолютном выражении – в общей сложности на 223,5 тераватт-часа (ТВт*Ч). В свою очередь, в Китае и Индии электрогенерация из угля за тот же период выросла на 6% и 7% соответственно, а в абсолютном выражении – на 290,2 ТВт*Ч. Как следствие, общий прирост генерации из угля в этих странах и регионах составил 66,7 ТВт*Ч, что сопоставимо c годовым объемом потребления электроэнергии в Швейцарии.

В основе этих трендов лежит разница в подходах к развитию инфраструктуры угольной генерации. Развитые страны выводят из эксплуатации угольные ТЭС. По данным Global Energy Monitor, в США в 2022 г и первой половине 2023 г. было выведено из эксплуатации 18,6 гигаватта (ГВт), а в ЕС – еще 2,5 ГВт, тогда как в КНР за тот же период было введено в эксплуатацию 44,2 ГВт угольных ТЭС, а в Индии – 5,1 ГВт.

Пик угольной электрогенерации, в любом случае, наступит не позже 2025 г., в том числе в силу замедления ввода угольных ТЭС в Китае. Если в 2015 г. в стране было введено в строй 66,0 ГВт угольных ТЭС, то в 2019 г. – 48,9 ГВт, а в 2022 г. – 27,1 ГВт. Одной из причин торможения стало усиление конкуренции с ВИЭ: например, в 2022 г. на долю КНР пришлось 46% глобального ввода ветровых и солнечных генераторов (123,1 ГВт из 266,2 ГВт). Китай по этому показателю опередил США (10%) и страны ЕС (19%), согласно данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA).

При этом Китай за последние несколько лет почти вдвое нарастил инвестиции в добычу угля – c $55 млрд в 2015 г. до $96 млрд в 2022 г., а в 2023 г. этот показатель должен увеличиться до $105 млрд, согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА). Это таит в себе риск для российских угольщиков, для которых Китай стал основным направлением поставок: по данным ЦДУ ТЭК, за первую половину 2023 г. на долю КНР пришлось 28% физического экспорта угля из России (29,1 млн т из 102,7 млн т).

Говорил об этом вчера в комментарии для «Ведомостей»