Экспортные ограничения для трейдеров и мини-НПЗ необходимо полностью отменить
Мини-НПЗ играют невысокую роль в производстве автомобильных топлив и нефтепродуктов в целом. По данным ЦДУ ТЭК, по итогам первых девяти месяцев 2023 г. на долю мини-НПЗ пришлось 2,2% производства автомобильного бензина в России (210 тыс. т из 32,7 млн т), тогда как в производстве дизеля эта доля составила 1,4% (903 тыс. т из 66,4 млн т), а в производстве прямогонного бензина (сырья для химической промышленности) – 3,5% (71 тыс. т из 2,0 млн т). В любом случае, это не те объемы, которые при перенаправлении на экспорт могут всерьез привести к дефициту на внутреннем рынке.
Для иллюстрации: доля экспорта в структуре производства бензина (включая крупные НПЗ) 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).
Мини-НПЗ «попали под раздачу» просто в силу того, что при возвращении к старым параметрам демпфера и смягчении барьеров на экспорт дизеля, регуляторам «для баланса» требовалось оставить в силе хоть какие-то ограничения на экспорт. При этом у мини-НПЗ, в отличие от трейдеров, есть собственные производственные мощности, поэтому администрировать их проще, чем компании, у которых нет таковых. С этим, по всей видимости, и связана асимметрия между буквой постановлений Правительства и их реальным исполнением.
В целом, негласные ограничения для мини-НПЗ стоит отменить, как и запреты для трейдеров. Рост цен, происходивший на рынке в августе-сентябре 2023 г., был связан не с нехваткой выпускаемого топлива, а с проблемами с его доставкой железнодорожным транспортом (из-за резкого роста нагрузки на сеть РЖД), а также низкой конкуренцией среди производителей. Когда нефтяникам выгодно «задирать» цены (как это было после решения Правительства «уполовинить» демпфер), мы видим ажиотажный рост цен на бирже. Когда им необходимо добиться от регуляторов скорейшей отмены экспортных ограничений, происходит резкое снижение биржевых цен.
Решить эту проблему можно только за счет резкого повышения нормативов биржевых продаж (с 15% для бензина и 12,5% для дизеля до 50% и 33% соответственно): это усилит конкуренцию на бирже и, как следствие, создаст рыночные стимулы для снижения оптовых цен, что будет отражаться на стоимости топлива в рознице.
Вчера говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Мини-НПЗ играют невысокую роль в производстве автомобильных топлив и нефтепродуктов в целом. По данным ЦДУ ТЭК, по итогам первых девяти месяцев 2023 г. на долю мини-НПЗ пришлось 2,2% производства автомобильного бензина в России (210 тыс. т из 32,7 млн т), тогда как в производстве дизеля эта доля составила 1,4% (903 тыс. т из 66,4 млн т), а в производстве прямогонного бензина (сырья для химической промышленности) – 3,5% (71 тыс. т из 2,0 млн т). В любом случае, это не те объемы, которые при перенаправлении на экспорт могут всерьез привести к дефициту на внутреннем рынке.
Для иллюстрации: доля экспорта в структуре производства бензина (включая крупные НПЗ) 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).
Мини-НПЗ «попали под раздачу» просто в силу того, что при возвращении к старым параметрам демпфера и смягчении барьеров на экспорт дизеля, регуляторам «для баланса» требовалось оставить в силе хоть какие-то ограничения на экспорт. При этом у мини-НПЗ, в отличие от трейдеров, есть собственные производственные мощности, поэтому администрировать их проще, чем компании, у которых нет таковых. С этим, по всей видимости, и связана асимметрия между буквой постановлений Правительства и их реальным исполнением.
В целом, негласные ограничения для мини-НПЗ стоит отменить, как и запреты для трейдеров. Рост цен, происходивший на рынке в августе-сентябре 2023 г., был связан не с нехваткой выпускаемого топлива, а с проблемами с его доставкой железнодорожным транспортом (из-за резкого роста нагрузки на сеть РЖД), а также низкой конкуренцией среди производителей. Когда нефтяникам выгодно «задирать» цены (как это было после решения Правительства «уполовинить» демпфер), мы видим ажиотажный рост цен на бирже. Когда им необходимо добиться от регуляторов скорейшей отмены экспортных ограничений, происходит резкое снижение биржевых цен.
Решить эту проблему можно только за счет резкого повышения нормативов биржевых продаж (с 15% для бензина и 12,5% для дизеля до 50% и 33% соответственно): это усилит конкуренцию на бирже и, как следствие, создаст рыночные стимулы для снижения оптовых цен, что будет отражаться на стоимости топлива в рознице.
Вчера говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Ведомости
Бизнес попросил освободить малые НПЗ от заградительной пошлины
Минэнерго анализирует ситуацию и может изменить критерии
Нефтегазовые доходы бюджета по итогам 2023 года вернутся к уровню двухлетней давности
Нефтегазовые доходы бюджета в ноябре 2023 г. снизились на 41% в сравнении с предшествующим месяцем, а в абсолютном выражении – на 672,9 млрд руб. (до 961,7 млрд руб.), следует из данных Мифнина.
Ключевыми причинами стали возобновление выплат по демпферу, а также сравнительно низкие поступления по НДД. Если в октябре 2023 г. выплаты по демпферу в адрес нефтяников были равны нулю, то в ноябре 2023 г. их объем достиг 192,7 млрд руб. – на эту величину дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
В свою очередь, выплаты по НДД носят сезонный характер. Например, в 2022 г. 95% поступлений по НДД пришлись на четыре месяца года – март, апрель, июль и октябрь. В нынешнем году основные поступления также пришлись на эти четыре месяца, из-за чего ноябрьский показатель выглядит достаточно скромно на фоне октября 2023 г. (2,0 млрд руб. против 592,9 млрд руб.).
Однако, в целом, ноябрь 2023 г. оказался вторым по объему нефтегазовых доходов бюджета среди всех месяцев нынешнего года. Сказывается девальвация рубля, а также более высокие, чем в начале года, цены на нефть, которые влияют на поступления по НДПИ на нефть.
Как и месяцем ранее, в декабре 2023 г. нефтегазовые доходы бюджета, скорее всего, достигнут не менее 900 млрд руб. В результате двенадцатимесячный показатель составит чуть менее 9,1 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько в 2021 г. (9,06 трлн руб. против 11,59 трлн руб. в 2022 г.).
Нефтегазовые доходы бюджета в ноябре 2023 г. снизились на 41% в сравнении с предшествующим месяцем, а в абсолютном выражении – на 672,9 млрд руб. (до 961,7 млрд руб.), следует из данных Мифнина.
Ключевыми причинами стали возобновление выплат по демпферу, а также сравнительно низкие поступления по НДД. Если в октябре 2023 г. выплаты по демпферу в адрес нефтяников были равны нулю, то в ноябре 2023 г. их объем достиг 192,7 млрд руб. – на эту величину дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
В свою очередь, выплаты по НДД носят сезонный характер. Например, в 2022 г. 95% поступлений по НДД пришлись на четыре месяца года – март, апрель, июль и октябрь. В нынешнем году основные поступления также пришлись на эти четыре месяца, из-за чего ноябрьский показатель выглядит достаточно скромно на фоне октября 2023 г. (2,0 млрд руб. против 592,9 млрд руб.).
Однако, в целом, ноябрь 2023 г. оказался вторым по объему нефтегазовых доходов бюджета среди всех месяцев нынешнего года. Сказывается девальвация рубля, а также более высокие, чем в начале года, цены на нефть, которые влияют на поступления по НДПИ на нефть.
Как и месяцем ранее, в декабре 2023 г. нефтегазовые доходы бюджета, скорее всего, достигнут не менее 900 млрд руб. В результате двенадцатимесячный показатель составит чуть менее 9,1 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько в 2021 г. (9,06 трлн руб. против 11,59 трлн руб. в 2022 г.).
Российский рынок угля переживает долговременную стагнацию
Россия может нарастить добычу угля на 144 млн т в год, согласно данным Global Energy Monitor: из них 90 млн т в год приходится на новые проекты, а 54 млн т в год – на расширение добычи на уже действующих месторождениях. К числу последних относится Эльгинское месторождение коксующегося угля, где добыча должна выйти на проектный уровень в 45 млн т (против 16,5 млн т в 2022 г.) после ввода в строй ж/д ветки «Эльга-Чумикан», которая позволит транспортировать уголь к побережью Охотского моря для дальнейших поставок в страны АТР
В случае других проектов прирост добычи также может быть обеспечен преимущественно за счет экспорта, и причина тому – долговременная стагнация спроса в ключевых сегментах российского рынка. По данным ЦДУ ТЭК, российские компании в 2022 г. поставили на электростанции РФ 87,6 млн т угля – на 9% меньше, чем в 2012 г. В свою очередь, поставки на коксохимзаводы за тот же период снизились на 2% (до 36,5 млн т).
Спрос в этих двух сегментах вряд ли будет серьезно расти. К июлю 2023 г. в России действовало 297 угольных энергоблоков общей мощностью 38,3 гигаватта (ГВт), тогда как на стадии строительства находилось лишь 4 энергоблока на 0,3 ГВт. Схожая ситуация и в металлургии: мощность действующих в России кислородно-конверторных печей, использующих коксующийся уголь для выплавки стали, к марту 2023 г. составляла 51,6 млн т в год, тогда на стадии строительства не было ни одного объекта (к новым проектам относятся только дуговые сталеплавильные печи, которым не нужен коксующийся уголь – мощность реализуемых проектов составляла 2,8 млн т в год).
Говорил об этом на днях в комментарии для «Ведомостей»
Россия может нарастить добычу угля на 144 млн т в год, согласно данным Global Energy Monitor: из них 90 млн т в год приходится на новые проекты, а 54 млн т в год – на расширение добычи на уже действующих месторождениях. К числу последних относится Эльгинское месторождение коксующегося угля, где добыча должна выйти на проектный уровень в 45 млн т (против 16,5 млн т в 2022 г.) после ввода в строй ж/д ветки «Эльга-Чумикан», которая позволит транспортировать уголь к побережью Охотского моря для дальнейших поставок в страны АТР
В случае других проектов прирост добычи также может быть обеспечен преимущественно за счет экспорта, и причина тому – долговременная стагнация спроса в ключевых сегментах российского рынка. По данным ЦДУ ТЭК, российские компании в 2022 г. поставили на электростанции РФ 87,6 млн т угля – на 9% меньше, чем в 2012 г. В свою очередь, поставки на коксохимзаводы за тот же период снизились на 2% (до 36,5 млн т).
Спрос в этих двух сегментах вряд ли будет серьезно расти. К июлю 2023 г. в России действовало 297 угольных энергоблоков общей мощностью 38,3 гигаватта (ГВт), тогда как на стадии строительства находилось лишь 4 энергоблока на 0,3 ГВт. Схожая ситуация и в металлургии: мощность действующих в России кислородно-конверторных печей, использующих коксующийся уголь для выплавки стали, к марту 2023 г. составляла 51,6 млн т в год, тогда на стадии строительства не было ни одного объекта (к новым проектам относятся только дуговые сталеплавильные печи, которым не нужен коксующийся уголь – мощность реализуемых проектов составляла 2,8 млн т в год).
Говорил об этом на днях в комментарии для «Ведомостей»
Ведомости
Добыча угля в России к 2030 году может вырасти на 20%
Но для этого нужно снять инфраструктурные ограничения на железной дороге
Почему Россия сможет вернуться на европейский газовый рынок?
Поставки «Газпрома» в страны ЕС снизились в четыре с лишним раза в сравнении с «докризисным» уровнем. Если в IV квартале 2023 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут., то в III квартале 2023 г. – 86 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС за тот же период снизилась с 37% до 11% (на минимуме, во II квартале 2023 г., она и вовсе составляла 8%).
Однако шансы на то, что поставки на европейский рынок вернутся прежний уровень, довольно высоки.
Во-первых, для этого есть действующая инфраструктура – это не только балканская ветка «Турецкого потока» мощностью 43 млн куб. м/сут., которая используется «Газпромом» для поставок газа в страны Южной Европы, но и Украинская ГТС, мощность которой на границе с ЕС составляет 390 млн куб. м/сут, а также газопровод «Ямал-Европа» мощностью 90 млн куб. м/сут. С технической точки зрения, при обеспечении транспарентного доступа к этим мощностям, поставки могут вернуться на докризисный уровень.
Во-вторых, российский газ пока что не попал под общеевропейские торговые ограничения, как это произошло с углем, нефть и нефтепродуктами. Да, европейские регуляторы планируют предоставить странам-членам ЕС право на ограничение доступа к инфраструктуре поставщикам СПГ и трубопроводного газа из России (то есть, по сути, «Новатэку» и «Газпрому»). Однако это и близко не сравнится с общеевропейским эмбарго на уголь, нефть и нефтепродукты, из которого практически нет исключений (по примеру морских поставок нефти из России в Болгарию, которые были выведены из-под санкций до конца 2024 г.).
В-третьих, новое равновесие на европейском рынке, де-факто, было достигнуто ценой большой экономии газа. По данным ENTSOG, в III квартале 2023 г. общий импорт газа в ЕС (включая поставки СПГ) составил лишь 773 млн куб. м/сут. – это на 13% ниже, чем в III квартале 2022 г. (в течение которого поставки по «Северному потоку-1» сократились до нуля), и на 22% ниже, чем в IV квартале 2021 г. Экономия газа привела к потерям энергоемких отраслей, использовавших российский газ в качестве сырья, что видно на примере азотных удобрений: по данным Trade Map, импорт азотных удобрений из России в Германию в период с января по август 2023 г. увеличился на 271% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. (с 99,4 тыс. т до 369,2 тыс. т), а доля РФ в немецком импорте азотных удобрений – с 5% до 17%.
Однако большие потери несет и «Газпром», у которого чистая прибыль по МСФО (с учетом неконтролируемой доли участия) в первом полугодии 2023 г. снизилась почти в восемь раз — до 331 млрд руб. против 2593 млрд руб. в первом полугодии 2022 г. При этом выпадение европейского рынка невозможно компенсировать за счет поставок в Китай по «Силе Сибири», мощность которой составляет всего лишь 104 млн куб. м/сут., не говоря уже о запланированных поставках в страны Центральной Азии, которые не могут конкурировать с европейскими потребителями по платежеспособности.
Поэтому России придется предпринимать усилия для того, чтобы полноценно вернуться на европейский газовый рынок, в том числе за счет демонополизации «Газпрома»: с одной стороны, это будет стимулировать российских поставщиков предлагать европейским покупателям как можно более выгодные условия (что будет играть на увеличение физических поставок из РФ), а с другой – выбьет почву из-под ног у тех, кто видит угрозу в увеличении импорта российского газа.
Сегодня говорил об этом вскользь в эфире РБК-ТВ
Поставки «Газпрома» в страны ЕС снизились в четыре с лишним раза в сравнении с «докризисным» уровнем. Если в IV квартале 2023 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут., то в III квартале 2023 г. – 86 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС за тот же период снизилась с 37% до 11% (на минимуме, во II квартале 2023 г., она и вовсе составляла 8%).
Однако шансы на то, что поставки на европейский рынок вернутся прежний уровень, довольно высоки.
Во-первых, для этого есть действующая инфраструктура – это не только балканская ветка «Турецкого потока» мощностью 43 млн куб. м/сут., которая используется «Газпромом» для поставок газа в страны Южной Европы, но и Украинская ГТС, мощность которой на границе с ЕС составляет 390 млн куб. м/сут, а также газопровод «Ямал-Европа» мощностью 90 млн куб. м/сут. С технической точки зрения, при обеспечении транспарентного доступа к этим мощностям, поставки могут вернуться на докризисный уровень.
Во-вторых, российский газ пока что не попал под общеевропейские торговые ограничения, как это произошло с углем, нефть и нефтепродуктами. Да, европейские регуляторы планируют предоставить странам-членам ЕС право на ограничение доступа к инфраструктуре поставщикам СПГ и трубопроводного газа из России (то есть, по сути, «Новатэку» и «Газпрому»). Однако это и близко не сравнится с общеевропейским эмбарго на уголь, нефть и нефтепродукты, из которого практически нет исключений (по примеру морских поставок нефти из России в Болгарию, которые были выведены из-под санкций до конца 2024 г.).
В-третьих, новое равновесие на европейском рынке, де-факто, было достигнуто ценой большой экономии газа. По данным ENTSOG, в III квартале 2023 г. общий импорт газа в ЕС (включая поставки СПГ) составил лишь 773 млн куб. м/сут. – это на 13% ниже, чем в III квартале 2022 г. (в течение которого поставки по «Северному потоку-1» сократились до нуля), и на 22% ниже, чем в IV квартале 2021 г. Экономия газа привела к потерям энергоемких отраслей, использовавших российский газ в качестве сырья, что видно на примере азотных удобрений: по данным Trade Map, импорт азотных удобрений из России в Германию в период с января по август 2023 г. увеличился на 271% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. (с 99,4 тыс. т до 369,2 тыс. т), а доля РФ в немецком импорте азотных удобрений – с 5% до 17%.
Однако большие потери несет и «Газпром», у которого чистая прибыль по МСФО (с учетом неконтролируемой доли участия) в первом полугодии 2023 г. снизилась почти в восемь раз — до 331 млрд руб. против 2593 млрд руб. в первом полугодии 2022 г. При этом выпадение европейского рынка невозможно компенсировать за счет поставок в Китай по «Силе Сибири», мощность которой составляет всего лишь 104 млн куб. м/сут., не говоря уже о запланированных поставках в страны Центральной Азии, которые не могут конкурировать с европейскими потребителями по платежеспособности.
Поэтому России придется предпринимать усилия для того, чтобы полноценно вернуться на европейский газовый рынок, в том числе за счет демонополизации «Газпрома»: с одной стороны, это будет стимулировать российских поставщиков предлагать европейским покупателям как можно более выгодные условия (что будет играть на увеличение физических поставок из РФ), а с другой – выбьет почву из-под ног у тех, кто видит угрозу в увеличении импорта российского газа.
Сегодня говорил об этом вскользь в эфире РБК-ТВ
YouTube
Кирилл Родионов – о том, как России вернуться на европейский газовый рынок. РБК-ТВ. 11.12.2023
Турция реэкспортирует российские нефтепродукты в страны ЕС
Турция по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличила импорт нефтепродуктов из России на 154% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., следует из данных портала Trade Map – проекта ЮНКТАД/ВТО, являющегося агрегатором таможенной статистики.
• Прирост в абсолютном выражении составил 7,78 млн т – с 5,06 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 12,84 млн т в январе-сентябре 2023 г.;
• При этом экспорт нефтепродуктов из Турции в страны ЕС по итогам первых девяти месяцев 2023 г. вырос на 65% (до 8,24 млн т), а в абсолютном выражении – на 3,24 млн т;
• Экспорт нефтепродуктов во все прочие страны за тот же период увеличился на 7%, или на 350 тыс. т (до 5,62 млн т).
По данным Energy Institute, в 2022 г. загрузка турецких НПЗ составляла 90%. Поэтому прирост поставок из Турции в ЕС в 2023 г., связан, в основном, с реэкспортом российских нефтепродуктов, объемы которого резко выросли после эмбарго ЕС, вступившего в силу 5 февраля 2023 г.
Турция по итогам первых девяти месяцев 2023 г. увеличила импорт нефтепродуктов из России на 154% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., следует из данных портала Trade Map – проекта ЮНКТАД/ВТО, являющегося агрегатором таможенной статистики.
• Прирост в абсолютном выражении составил 7,78 млн т – с 5,06 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 12,84 млн т в январе-сентябре 2023 г.;
• При этом экспорт нефтепродуктов из Турции в страны ЕС по итогам первых девяти месяцев 2023 г. вырос на 65% (до 8,24 млн т), а в абсолютном выражении – на 3,24 млн т;
• Экспорт нефтепродуктов во все прочие страны за тот же период увеличился на 7%, или на 350 тыс. т (до 5,62 млн т).
По данным Energy Institute, в 2022 г. загрузка турецких НПЗ составляла 90%. Поэтому прирост поставок из Турции в ЕС в 2023 г., связан, в основном, с реэкспортом российских нефтепродуктов, объемы которого резко выросли после эмбарго ЕС, вступившего в силу 5 февраля 2023 г.
Из-за роста ставок экосбора цены на яйца вырастут еще сильнее
13 декабря 2023 г. закончился срок публичного обсуждения законопроекта о новых ставках экологического сбора, которые должны будут вступить в силу с января 2024 г., одновременно с началом реформы Расширенной ответственности производителя (РОП). Реформа предполагает возложение ответственности за утилизацию использованной упаковки на ее производителей. Последние должны будут либо утилизировать упаковку самостоятельно, либо передавать ее сертифицированному утилизатору. При этом норматив утилизации будет постепенно повышаться: с 2025 г. он будет составлять 55%, с 2026 г. – 75%, а с 2027 г. – 100%.
В случае невыполнения этих нормативов производители упаковки должны будут уплачивать экологический сбор, размер которого теперь будет складываться из базовой ставки и повышательных коэффициентов, варьирующихся от 1-го (тара из металла) и 4-х (упаковка из полипропилена). В результате, если для производителей тары из стекла ставка экосбора составит 5169 руб./т, то для производителей бесцветных бутылок из ПЭТФ – 24 776 руб./т, а упаковки из тетрапак – 87 201 руб./т, согласно оценке ассоциации «РусПЭК», представленной на форуме «Полимеры России 2023». Для сравнения: текущая ставка экосбора для стеклянной упаковки составляет 2 564 руб./т, а для полимерной – 3 844 руб./т.
Рост ставок неизбежно повлечет за собой инфляционные риски, купировать которые пока что не помогает даже резкое повышение ставки ЦБ. Девальвация рубля, перестройка логистики, дефицит квалифицированной рабочей силы, восстановление импорта – эти и другие факторы объясняют, почему ЦБ рассчитывает вернуть инфляцию к целевому показателю в 4% не раньше 2025 г. Рост издержек производителей упаковки внесет дополнительный вклад в ускорение роста цен в продовольственном секторе, который традиционно является одним из лидеров по темпам прироста цен: по данным ЦБ, в октябре 2023 г. годовой прирост цен на продовольственные товары составил 6,0%, тогда как на непродовольственные – 5,1%.
13 декабря 2023 г. закончился срок публичного обсуждения законопроекта о новых ставках экологического сбора, которые должны будут вступить в силу с января 2024 г., одновременно с началом реформы Расширенной ответственности производителя (РОП). Реформа предполагает возложение ответственности за утилизацию использованной упаковки на ее производителей. Последние должны будут либо утилизировать упаковку самостоятельно, либо передавать ее сертифицированному утилизатору. При этом норматив утилизации будет постепенно повышаться: с 2025 г. он будет составлять 55%, с 2026 г. – 75%, а с 2027 г. – 100%.
В случае невыполнения этих нормативов производители упаковки должны будут уплачивать экологический сбор, размер которого теперь будет складываться из базовой ставки и повышательных коэффициентов, варьирующихся от 1-го (тара из металла) и 4-х (упаковка из полипропилена). В результате, если для производителей тары из стекла ставка экосбора составит 5169 руб./т, то для производителей бесцветных бутылок из ПЭТФ – 24 776 руб./т, а упаковки из тетрапак – 87 201 руб./т, согласно оценке ассоциации «РусПЭК», представленной на форуме «Полимеры России 2023». Для сравнения: текущая ставка экосбора для стеклянной упаковки составляет 2 564 руб./т, а для полимерной – 3 844 руб./т.
Рост ставок неизбежно повлечет за собой инфляционные риски, купировать которые пока что не помогает даже резкое повышение ставки ЦБ. Девальвация рубля, перестройка логистики, дефицит квалифицированной рабочей силы, восстановление импорта – эти и другие факторы объясняют, почему ЦБ рассчитывает вернуть инфляцию к целевому показателю в 4% не раньше 2025 г. Рост издержек производителей упаковки внесет дополнительный вклад в ускорение роста цен в продовольственном секторе, который традиционно является одним из лидеров по темпам прироста цен: по данным ЦБ, в октябре 2023 г. годовой прирост цен на продовольственные товары составил 6,0%, тогда как на непродовольственные – 5,1%.
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
"Нефтяной рынок приближается к примерно той же точке, что и в 1985 году, когда сдерживание добычи потеряло экономический смысл", — мой экспресс-комментарий для проекта РБК-Инвестиции.
В комментарии для "Коммерсанта" – о предлодении белорусской стороны проиндексировать тарифы на прокачку нефти по "Дружбе"
"Кирилл Родионов отмечает, что белорусская сторона пытается за счет роста тарифа компенсировать снижение объемов прокачки. По данным ЦДУ ТЭК, объем прокачки нефти в Германию по северной нитке «Дружбы» в октябре составил 99,8 тыс. тонн, а в Польшу был равен нулю, тогда как в октябре 2022 года он составлял 1,2 млн тонн и 510 тыс. тонн соответственно. Поставки по южной ветке сохраняются примерно в прошлогоднем объеме: хотя закупки со стороны Чехии и Словакии упали, они выросли со стороны Венгрии. Эксперт напоминает, что санкции ухудшили экономику белорусских НПЗ, также страна потеряла часть транзитных доходов из-за приостановки транспортировки газа по трубопроводу Ямал—Европа".
"Кирилл Родионов отмечает, что белорусская сторона пытается за счет роста тарифа компенсировать снижение объемов прокачки. По данным ЦДУ ТЭК, объем прокачки нефти в Германию по северной нитке «Дружбы» в октябре составил 99,8 тыс. тонн, а в Польшу был равен нулю, тогда как в октябре 2022 года он составлял 1,2 млн тонн и 510 тыс. тонн соответственно. Поставки по южной ветке сохраняются примерно в прошлогоднем объеме: хотя закупки со стороны Чехии и Словакии упали, они выросли со стороны Венгрии. Эксперт напоминает, что санкции ухудшили экономику белорусских НПЗ, также страна потеряла часть транзитных доходов из-за приостановки транспортировки газа по трубопроводу Ямал—Европа".
Коммерсантъ
У «Дружбы» тарифы врозь
Белоруссия выдвинула новый вариант роста платы за транзит нефти
Профицит на рынке нефти в IV квартале-2023 будет выше ожиданий
Управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США пересмотрело прогноз по балансу спроса и предложения на мировом рынке нефти.
Если в ноябре 2023 г. EIA ожидало, что в IV квартале 2023 г. предложение превысит спрос на 200 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в декабре 2023 г. оценка профицита была повышена до 630 тыс. б/с.
Изменилась оценка и для III квартала 2023 г., когда Саудовская Аравия планировала обеспечить дефицит на рынке за счет сокращения добычи на 1 млн б/с. Согласно ноябрьским данные EIA, в III квартале 2023 г. спрос превысил предложение на 90 тыс. б/с, тогда как согласно декабрьским – уже предложение превысило спрос на 160 тыс. б/с.
Среди причин – прирост предложения в США, где добыча нефти впервые с начала пандемии COVID-19 превысила отметку 13 млн б/с, а также запуск третьего по счету судна FPSO на блоке Stabroek, которое произошло в Гайане в ноябре 2023 г.
Из-за недавнего ужесточения квот ОПЕК+ оценка дефицита на I квартал 2024 г. пересмотрена со 160 тыс. б/с до 840 тыс. б/с. Однако рынок уже отыграл предстоящее ужесточение квот, из-за чего цены остаются ниже $80 за баррель.
Управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США пересмотрело прогноз по балансу спроса и предложения на мировом рынке нефти.
Если в ноябре 2023 г. EIA ожидало, что в IV квартале 2023 г. предложение превысит спрос на 200 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в декабре 2023 г. оценка профицита была повышена до 630 тыс. б/с.
Изменилась оценка и для III квартала 2023 г., когда Саудовская Аравия планировала обеспечить дефицит на рынке за счет сокращения добычи на 1 млн б/с. Согласно ноябрьским данные EIA, в III квартале 2023 г. спрос превысил предложение на 90 тыс. б/с, тогда как согласно декабрьским – уже предложение превысило спрос на 160 тыс. б/с.
Среди причин – прирост предложения в США, где добыча нефти впервые с начала пандемии COVID-19 превысила отметку 13 млн б/с, а также запуск третьего по счету судна FPSO на блоке Stabroek, которое произошло в Гайане в ноябре 2023 г.
Из-за недавнего ужесточения квот ОПЕК+ оценка дефицита на I квартал 2024 г. пересмотрена со 160 тыс. б/с до 840 тыс. б/с. Однако рынок уже отыграл предстоящее ужесточение квот, из-за чего цены остаются ниже $80 за баррель.
Снижение цен приведет к сокращению перевалки угля в портах Северо-Запада
Одним из ключевых рисков экспорта угля является снижение цен, которое негативно влияет на маржинальность поставок угля морским транспортом. Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизилась с $318 за тонну в январе 2023 г. до $127 за тонну в ноябре 2023 г.
Сохранение такой динамики может негативно отразиться на динамике перевалки угля в портах Северо-Запада, которые в условиях дефицита пропускной способности РЖД используются для поставок угля в страны АТР: по итогам первых девяти месяцев 2023 г. транспортировка угля к портам Северо-Запада выросла на 12% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до 43,2 млн т). В свою очередь, транспортировка угля к портам Азовско-Черноморского бассейна (АЧБ) за тот же период снизилась на 13% (с 26,3 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 22,9 млн т в январе-сентябре 2023 г.), но все равно оставалась выше докризисного уровня (21,1 млн т в январе-сентябре 2021 г.).
В целом, после эмбарго ЕС средняя дальность морской перевозки угля выросла с 3,1 тыс. км до 6,5 тыс. км. При этом удельная стоимость перевозки угля выросла чуть более чем втрое – с $11,9 за тонну на маршруте Мурманск-Роттердам до $37,3 за тонну на маршруте Мурманск-Мундра (Индия). Чем ниже цены, тем ниже маржинальность перевозок. Поэтому, скорее всего, в 2024 г. будет происходить сокращение перевалки угля в портах Северо-Запада, что будет отражаться на общей динамике экспорта.
Говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Одним из ключевых рисков экспорта угля является снижение цен, которое негативно влияет на маржинальность поставок угля морским транспортом. Средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизилась с $318 за тонну в январе 2023 г. до $127 за тонну в ноябре 2023 г.
Сохранение такой динамики может негативно отразиться на динамике перевалки угля в портах Северо-Запада, которые в условиях дефицита пропускной способности РЖД используются для поставок угля в страны АТР: по итогам первых девяти месяцев 2023 г. транспортировка угля к портам Северо-Запада выросла на 12% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до 43,2 млн т). В свою очередь, транспортировка угля к портам Азовско-Черноморского бассейна (АЧБ) за тот же период снизилась на 13% (с 26,3 млн т в январе-сентябре 2022 г. до 22,9 млн т в январе-сентябре 2023 г.), но все равно оставалась выше докризисного уровня (21,1 млн т в январе-сентябре 2021 г.).
В целом, после эмбарго ЕС средняя дальность морской перевозки угля выросла с 3,1 тыс. км до 6,5 тыс. км. При этом удельная стоимость перевозки угля выросла чуть более чем втрое – с $11,9 за тонну на маршруте Мурманск-Роттердам до $37,3 за тонну на маршруте Мурманск-Мундра (Индия). Чем ниже цены, тем ниже маржинальность перевозок. Поэтому, скорее всего, в 2024 г. будет происходить сокращение перевалки угля в портах Северо-Запада, что будет отражаться на общей динамике экспорта.
Говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
ЕС был основным рынком сбыта жидкого пропана из России
ЕС был крупнейшим рынком для российских поставщиков жидкого пропана – этот вид сырья вошел в 12-й пакет санкций ЕС.
По данным Федеральной таможенной службы (ФТС), Россия в 2021 г. экспортировала в страны ЕС 1,49 млн т пропана на общую сумму в $697 млн (более поздних данных нет). Для сравнения: поставки жидкого пропана во все прочие страны достигли 607 тыс. т, а выручка – $311 млн.
Доля европейского рынка в структуре экспорта жидкого пропана в последние годы снижалась: в структуре физических поставок доля ЕС снизилась с 77% в 2017 г. до 71% в 2021 г., а в структуре выручки – с 76% до 69% соответственно. Однако потеря европейского рынка все равно будет чувствительной.
ЕС был крупнейшим рынком для российских поставщиков жидкого пропана – этот вид сырья вошел в 12-й пакет санкций ЕС.
По данным Федеральной таможенной службы (ФТС), Россия в 2021 г. экспортировала в страны ЕС 1,49 млн т пропана на общую сумму в $697 млн (более поздних данных нет). Для сравнения: поставки жидкого пропана во все прочие страны достигли 607 тыс. т, а выручка – $311 млн.
Доля европейского рынка в структуре экспорта жидкого пропана в последние годы снижалась: в структуре физических поставок доля ЕС снизилась с 77% в 2017 г. до 71% в 2021 г., а в структуре выручки – с 76% до 69% соответственно. Однако потеря европейского рынка все равно будет чувствительной.
Выход Анголы из ОПЕК – еще один шаг к развалу сделки ОПЕК+
Вне зависимости от того, продолжит ли Ангола участие в сделке ОПЕК+, выход страны из ОПЕК может дополнительно подорвать веру нефтяного рынка в саму возможность удержания высоких цен за счет сдерживания предложения.
Ангола не входила в число ведущих участников сделки, к которым принадлежит Россия и «Большая четверка ОПЕК» (Саудовская Аравия, Ирак, ОАЭ, Кувейт): в 2022 г. на долю Анголы приходилось лишь 3% добычи ОПЕК+, тогда как на долю России и Саудовской Аравии – в общей сложности 52% (оценка Минэнерго США).
Более того, добыча нефти в Анголе в период с 2015 по 2022 гг. снизилась на треть – с 1,8 млн до 1,2 млн баррелей в сутки (б/с), в том числе из-за сокращения дебита морских месторождений, расположенных неподалеку от побережья Западной Африки.
Однако в ноябре 2023 г. Саудовская Аравия все равно добилась от Анголы сокращения квоты на добычу на 170 тыс. б/с – это должно было продемонстрировать рынку, что Саудовская Аравия несет бремя сокращений вовсе не в одиночку. Теперь эти усилия выглядят напрасными, даже если Ангола формально сохранит участие в сделке ОПЕК+.
Скорее всего, Ангола будет пытаться восстановить прежний уровень добычи за счет использования плавучих установок по добыче, хранению и отгрузки (FPSO) нефти: согласно прогнозу Rystad Energy, Ангола разделит с Малайзией четвертое общемировое место по количеству заказов на строительство судов FPSO в период до 2030 г. (3 новых FPSO) – по этому показателю страна уступит только Бразилии (12), Гайане (6) и Великобритании (4).
В этой связи Ангола, пусть и не сразу, но станет одним из драйверов прироста нефтедобычи. Это будет снижать эффективность сделки ОПЕК+, распад которой может стать реальностью во второй половине 2020-х.
Вне зависимости от того, продолжит ли Ангола участие в сделке ОПЕК+, выход страны из ОПЕК может дополнительно подорвать веру нефтяного рынка в саму возможность удержания высоких цен за счет сдерживания предложения.
Ангола не входила в число ведущих участников сделки, к которым принадлежит Россия и «Большая четверка ОПЕК» (Саудовская Аравия, Ирак, ОАЭ, Кувейт): в 2022 г. на долю Анголы приходилось лишь 3% добычи ОПЕК+, тогда как на долю России и Саудовской Аравии – в общей сложности 52% (оценка Минэнерго США).
Более того, добыча нефти в Анголе в период с 2015 по 2022 гг. снизилась на треть – с 1,8 млн до 1,2 млн баррелей в сутки (б/с), в том числе из-за сокращения дебита морских месторождений, расположенных неподалеку от побережья Западной Африки.
Однако в ноябре 2023 г. Саудовская Аравия все равно добилась от Анголы сокращения квоты на добычу на 170 тыс. б/с – это должно было продемонстрировать рынку, что Саудовская Аравия несет бремя сокращений вовсе не в одиночку. Теперь эти усилия выглядят напрасными, даже если Ангола формально сохранит участие в сделке ОПЕК+.
Скорее всего, Ангола будет пытаться восстановить прежний уровень добычи за счет использования плавучих установок по добыче, хранению и отгрузки (FPSO) нефти: согласно прогнозу Rystad Energy, Ангола разделит с Малайзией четвертое общемировое место по количеству заказов на строительство судов FPSO в период до 2030 г. (3 новых FPSO) – по этому показателю страна уступит только Бразилии (12), Гайане (6) и Великобритании (4).
В этой связи Ангола, пусть и не сразу, но станет одним из драйверов прироста нефтедобычи. Это будет снижать эффективность сделки ОПЕК+, распад которой может стать реальностью во второй половине 2020-х.
Иранский фактор: экспорт нефти из Малайзии превысил добычу вдвое
Тренд последних двух лет – стремительный рост экспорта нефти из Малайзии в КНР.
Если в I квартале 2022 г. объем экспорта составлял 331 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2023 г. он достиг 800 тыс. б/с, а в III квартале 2023 г. – 1,18 млн б/с, согласно данным портала Trade Map – проекта ЮНКТАД и ВТО в области агрегации национальной таможенной статистики.
Для сравнения: добыча нефти в Малайзии в III квартале 2023 г. составила 575 тыс. б/с, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Тем экспорт нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи.
Ключевую роль играет теневой экспорт из Ирана. Как ранее сообщал Bloomberg, иранская нефть поступает на китайский рынок транзитом через Малайзию: танкеры с отключенными транспондерами систем навигации перевозят нефть из Ирана в Малайзию, откуда сырье транспортируется в КНР с помощью «легального» нефтяного флота.
Косвенно это подтверждает динамика добычи нефти в Иране: по оценке EIA, с декабря 2022 г. по ноябрь 2023 г. добыча нефти в Иране увеличилась на 540 тыс. б/с, достигнув 3,10 млн б/с – самой высокой отметки с момента введения эмбарго в конце 2018 г.
Тренд последних двух лет – стремительный рост экспорта нефти из Малайзии в КНР.
Если в I квартале 2022 г. объем экспорта составлял 331 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2023 г. он достиг 800 тыс. б/с, а в III квартале 2023 г. – 1,18 млн б/с, согласно данным портала Trade Map – проекта ЮНКТАД и ВТО в области агрегации национальной таможенной статистики.
Для сравнения: добыча нефти в Малайзии в III квартале 2023 г. составила 575 тыс. б/с, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Тем экспорт нефти из Малайзии в КНР чуть более чем вдвое превысил объем добычи.
Ключевую роль играет теневой экспорт из Ирана. Как ранее сообщал Bloomberg, иранская нефть поступает на китайский рынок транзитом через Малайзию: танкеры с отключенными транспондерами систем навигации перевозят нефть из Ирана в Малайзию, откуда сырье транспортируется в КНР с помощью «легального» нефтяного флота.
Косвенно это подтверждает динамика добычи нефти в Иране: по оценке EIA, с декабря 2022 г. по ноябрь 2023 г. добыча нефти в Иране увеличилась на 540 тыс. б/с, достигнув 3,10 млн б/с – самой высокой отметки с момента введения эмбарго в конце 2018 г.
Экспорт нефти в ЕС северной нитке «Дружбы» будут играть для Казахстана незначительную роль
Эксперт Кирилл Родионов отмечает, что поставки казахстанской нефти по северной ветке «Дружбы», скорее всего, так и останутся минимальными. По данным ЦДУ ТЭК, в октябре 2023 года объем поставок составил 99,8 тыс. тонн. Для сравнения, объем транзита по Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) в октябре 2023 года превысил 5 млн тонн. Соответственно, повышение ставки транзита приведет лишь к тому, что поставки по северной нитке «Дружбы» будут оставаться незначительными для Казахстана — не только по объему, но и с точки зрения кумулятивных издержек, говорит аналитик.
Мой комментарий для «Коммерсанта»
Эксперт Кирилл Родионов отмечает, что поставки казахстанской нефти по северной ветке «Дружбы», скорее всего, так и останутся минимальными. По данным ЦДУ ТЭК, в октябре 2023 года объем поставок составил 99,8 тыс. тонн. Для сравнения, объем транзита по Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) в октябре 2023 года превысил 5 млн тонн. Соответственно, повышение ставки транзита приведет лишь к тому, что поставки по северной нитке «Дружбы» будут оставаться незначительными для Казахстана — не только по объему, но и с точки зрения кумулятивных издержек, говорит аналитик.
Мой комментарий для «Коммерсанта»
Коммерсантъ
Умеренность в «Дружбе»
Российский транзит нефти через Белоруссию подорожает только на 10%
Экспорт «Газпрома» в ЕС снизился на 60%, а с ним – и поступления по НДПИ и экспортной пошлине на газ
Суммарные поступления по НДПИ на газ и экспортной пошлине на газ по итогам одиннадцати месяцев 2023 г. сократились на 46% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а в абсолютном выражении – на 1,38 трлн руб. (до 1,60 трлн руб.). Основное сокращение пришлось на сборы по экспортной пошлине на газ, которые за тот же период снизились на 69%, а в абсолютном выражении – на 1,08 трлн руб. (до 496 млрд руб.).
Ключевой причиной стало сокращение поставок газа в Европу. Если за первые одиннадцать месяцев 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 63,8 млрд куб. м, то за аналогичный период 2023 г. – 25,7 млрд куб. м. Сокращение на 60% связано, в том числе, с инфраструктурными ограничениями: в отличие от прошлого года, «Газпрому» больше не доступны газопроводы «Северный поток-1» и «Ямал-Европа», при этом для транзита газа через Украину больше не используется газоизмерительная станция (ГИС) «Сохрановка» (поставки осуществляются только через ГИС «Суджа»).
Однако было бы ошибкой говорить, что европейский рынок потерян для России навсегда. Мощность газопровода «Ямал-Европа» составляет 90 млн куб. м в сутки, а мощность украинской ГТС на границе с Евросоюзом – 390 млн куб. м/сут. При восстановлении доступа к этим мощностям трубопроводные поставки в ЕС вернутся на докризисный уровень: в IV квартале 2021 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут. (против 77 млн куб. м/сут. в первые одиннадцать месяцев 2023 г.).
Среди прочего, увеличение трубопроводных поставок будет способствовать росту доступности сжиженного природного газа (СПГ) в развивающихся странах, многие из которых в прошлом году были вынуждены сократить импорт из-за переориентации Европы на СПГ. Поэтому у возвращения России на европейский рынок будет важный гуманитарный аспект.
В целом, нефтегазовые доходы бюджета по итогам 2023 г. составят около 9 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько и в 2021 г., когда их объем достиг 9,06 трлн руб. (против 11,59 трлн руб. в 2022 г.). Это, в свою очередь, отражает тренд на остужение сырьевых рынков, который в 2023 г. был преобладающим для большинства «коммодитис»: от газа и угля до цветных и черных металлов.
На днях говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Суммарные поступления по НДПИ на газ и экспортной пошлине на газ по итогам одиннадцати месяцев 2023 г. сократились на 46% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а в абсолютном выражении – на 1,38 трлн руб. (до 1,60 трлн руб.). Основное сокращение пришлось на сборы по экспортной пошлине на газ, которые за тот же период снизились на 69%, а в абсолютном выражении – на 1,08 трлн руб. (до 496 млрд руб.).
Ключевой причиной стало сокращение поставок газа в Европу. Если за первые одиннадцать месяцев 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 63,8 млрд куб. м, то за аналогичный период 2023 г. – 25,7 млрд куб. м. Сокращение на 60% связано, в том числе, с инфраструктурными ограничениями: в отличие от прошлого года, «Газпрому» больше не доступны газопроводы «Северный поток-1» и «Ямал-Европа», при этом для транзита газа через Украину больше не используется газоизмерительная станция (ГИС) «Сохрановка» (поставки осуществляются только через ГИС «Суджа»).
Однако было бы ошибкой говорить, что европейский рынок потерян для России навсегда. Мощность газопровода «Ямал-Европа» составляет 90 млн куб. м в сутки, а мощность украинской ГТС на границе с Евросоюзом – 390 млн куб. м/сут. При восстановлении доступа к этим мощностям трубопроводные поставки в ЕС вернутся на докризисный уровень: в IV квартале 2021 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн куб. м/сут. (против 77 млн куб. м/сут. в первые одиннадцать месяцев 2023 г.).
Среди прочего, увеличение трубопроводных поставок будет способствовать росту доступности сжиженного природного газа (СПГ) в развивающихся странах, многие из которых в прошлом году были вынуждены сократить импорт из-за переориентации Европы на СПГ. Поэтому у возвращения России на европейский рынок будет важный гуманитарный аспект.
В целом, нефтегазовые доходы бюджета по итогам 2023 г. составят около 9 трлн руб., т.е. почти столько же, сколько и в 2021 г., когда их объем достиг 9,06 трлн руб. (против 11,59 трлн руб. в 2022 г.). Это, в свою очередь, отражает тренд на остужение сырьевых рынков, который в 2023 г. был преобладающим для большинства «коммодитис»: от газа и угля до цветных и черных металлов.
На днях говорил об этом в комментарии для «Ведомостей»
Ведомости
Как российская нефтегазовая отрасль пережила 2023 год
Экспорт нефти растет на фоне небольшого снижения добычи, а вот в газовой сфере ситуация не такая позитивная
О «Силе Сибири-2» говорить пока рано
В эфире РБК-ТВ рассказал о том, почему я пока не верю в реализацию проекта "Сила Сибири-2". Среди причин - доминирование СПГ в структуре импорта газа в Китае: в 2022 г. на его долю пришлось 60% поставок газа в КНР, тогда как на долю "трубы" - 40%, а отдельно "Газпрома" - 10%. При этом благодаря уже реализуемым и заявленным проектам Китай может увеличить мощность терминалов регазификации СПГ практически вдвое.
Полная запись эфира доступна по ссылке
В эфире РБК-ТВ рассказал о том, почему я пока не верю в реализацию проекта "Сила Сибири-2". Среди причин - доминирование СПГ в структуре импорта газа в Китае: в 2022 г. на его долю пришлось 60% поставок газа в КНР, тогда как на долю "трубы" - 40%, а отдельно "Газпрома" - 10%. При этом благодаря уже реализуемым и заявленным проектам Китай может увеличить мощность терминалов регазификации СПГ практически вдвое.
Полная запись эфира доступна по ссылке
YouTube
Кирилл Родионов — о перспективах "Силы Сибири-2" и российской СПГ-отрасли. РБК-ТВ. 27.12.2023
Стремление Минфина «затянуть пояса» стало ключевой причиной дестабилизации топливного рынка
Ключевым фактором дестабилизации топливного рынка в уходящем году стало намерение Минфина «уполовинить» демпфер, которое было связано с необходимостью балансировать федеральный бюджет. Чем выше выплаты по демпферу, тем больше та величина, на которую дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
Однако после того, как вступили в силу новые правила расчета субсидий, нефтяники стали компенсировать ожидаемые финансовые потери за счет увеличения оптовых цен. Поэтому регуляторы, первоначально пойдя на экспортные запреты, были вынуждены вернуть старую формулу демпфера. В итоге топливный рынок вернулся к прежнему негласному консенсусу, в рамках которого нефтяники удерживают топливные цены в границах инфляции в обмен на получение субсидий из бюджета.
Ключевая проблема заключается в том, что этот консенсус носит нерыночный характер: при отмене субсидий ничто не сможет сдержать стремительный рост цен. Чтобы решить эту проблему, необходимо резко повышать нормативы биржевых продаж: с 15% для бензина и 12,5% для дизельного топлива (ДТ) до 50% и 33% соответственно. Повышение нормативов приведет к резкому увеличению конкуренции и снижению цен на бирже. Как следствие, топливо станет более доступным для независимых АЗС, из-за чего крупные розничные сети не смогут повышать цены без угрозы потери рынка.
Без повышения нормативов у нефтяников не будет реальных стимулов для снижения цен, на динамику которых также влияет повышение топливных акцизов: в период с 2015 по 2023 гг. акцизы на бензин и ДТ 5 класса увеличились почти втрое (с 5 530 руб. и 3 450 руб./т соответственно до 14 345 руб./т и 9 938 руб./т). В 2024 г. акцизы будут повышены на 4,9%: на бензин 5 класса – до 15 048 руб./т, на ДТ – до 10 425 руб./т. Рост акцизов – один из драйверов роста цен. Поэтому, скорее всего, в следующем году прирост розничных цен на топливо достигнет не меньше 5%, т.е. будет не ниже общего прироста потребительских цен (5,1%, согласно декабрьскому консенсус-прогнозу ЦБ).
Говорил об этом на днях в комментарии для РИА "Новости"
Ключевым фактором дестабилизации топливного рынка в уходящем году стало намерение Минфина «уполовинить» демпфер, которое было связано с необходимостью балансировать федеральный бюджет. Чем выше выплаты по демпферу, тем больше та величина, на которую дисконтируются нефтегазовые доходы бюджета.
Однако после того, как вступили в силу новые правила расчета субсидий, нефтяники стали компенсировать ожидаемые финансовые потери за счет увеличения оптовых цен. Поэтому регуляторы, первоначально пойдя на экспортные запреты, были вынуждены вернуть старую формулу демпфера. В итоге топливный рынок вернулся к прежнему негласному консенсусу, в рамках которого нефтяники удерживают топливные цены в границах инфляции в обмен на получение субсидий из бюджета.
Ключевая проблема заключается в том, что этот консенсус носит нерыночный характер: при отмене субсидий ничто не сможет сдержать стремительный рост цен. Чтобы решить эту проблему, необходимо резко повышать нормативы биржевых продаж: с 15% для бензина и 12,5% для дизельного топлива (ДТ) до 50% и 33% соответственно. Повышение нормативов приведет к резкому увеличению конкуренции и снижению цен на бирже. Как следствие, топливо станет более доступным для независимых АЗС, из-за чего крупные розничные сети не смогут повышать цены без угрозы потери рынка.
Без повышения нормативов у нефтяников не будет реальных стимулов для снижения цен, на динамику которых также влияет повышение топливных акцизов: в период с 2015 по 2023 гг. акцизы на бензин и ДТ 5 класса увеличились почти втрое (с 5 530 руб. и 3 450 руб./т соответственно до 14 345 руб./т и 9 938 руб./т). В 2024 г. акцизы будут повышены на 4,9%: на бензин 5 класса – до 15 048 руб./т, на ДТ – до 10 425 руб./т. Рост акцизов – один из драйверов роста цен. Поэтому, скорее всего, в следующем году прирост розничных цен на топливо достигнет не меньше 5%, т.е. будет не ниже общего прироста потребительских цен (5,1%, согласно декабрьскому консенсус-прогнозу ЦБ).
Говорил об этом на днях в комментарии для РИА "Новости"
РИА Новости
Итоги года на российском рынке топлива
Топливный рынок России в течение всего 2023 года балансировал между желанием властей сэкономить бюджетные деньги, урезав субсидии нефтяникам в рамках демпфера,... РИА Новости, 27.12.2023
Forwarded from Деньги и песец
Новогодняя подборка экономических каналов - (она будет пополняться) - читаю сам и рекомендую (даже если иногда мы дискутируем и расходимся во мнениях с их авторами)
📊@proeconomics –экономическая статистика и аналитика, а также факты, цитаты из исследований, и авторские комментарии
📊@longviewecon «Экономика долгого времени» - точные наблюдения и комментарии с опорой на глубокое понимание макро и экономической теории
📊@unexpectedvalue - про финансы, банки, жилье и когнитивные искажения
📊@helicoptermacro о макроэкономике: научный подход, разбавленный мемами
📊@neoconomica - канал НИЦ имени Олега Григорьева «Неокономика»
📊@le_dauphinois - интереснейший канал о французской экономической школе
📊@furydrops – научно-популярный канал об экономике и экономической науке Григория Баженова (НИУ ВШЭ)
📊@growthecon – обзоры Даниила Шестакова — макроэкономическая теория, экономическая история и политическая экономика
📊@kirillrodionov статьи, интервью и комментарии Кирилла Родионова об экономической политике
📊@kpd_investments - авторские исследования и комментарии по фондовому рынку и экономике.
📊@workingpaper - Рабочие бумаги исследователей центральных банков (и не только)
(Иллюстрация ⬆️ – банкнота шотландского Clydesdale Bank в 50 фунтов с портретом Адама Смита (естественно). И, да, в Шотландии выпускают собственные деньги, если что)
📊@proeconomics –экономическая статистика и аналитика, а также факты, цитаты из исследований, и авторские комментарии
📊@longviewecon «Экономика долгого времени» - точные наблюдения и комментарии с опорой на глубокое понимание макро и экономической теории
📊@unexpectedvalue - про финансы, банки, жилье и когнитивные искажения
📊@helicoptermacro о макроэкономике: научный подход, разбавленный мемами
📊@neoconomica - канал НИЦ имени Олега Григорьева «Неокономика»
📊@le_dauphinois - интереснейший канал о французской экономической школе
📊@furydrops – научно-популярный канал об экономике и экономической науке Григория Баженова (НИУ ВШЭ)
📊@growthecon – обзоры Даниила Шестакова — макроэкономическая теория, экономическая история и политическая экономика
📊@kirillrodionov статьи, интервью и комментарии Кирилла Родионова об экономической политике
📊@kpd_investments - авторские исследования и комментарии по фондовому рынку и экономике.
📊@workingpaper - Рабочие бумаги исследователей центральных банков (и не только)
(Иллюстрация ⬆️ – банкнота шотландского Clydesdale Bank в 50 фунтов с портретом Адама Смита (естественно). И, да, в Шотландии выпускают собственные деньги, если что)
В комментарии для РБК-ТВ - о конкуренции российских экспортеров с поставщиками из других стран на индийском угольном рынке
YouTube
Кирилл Родионов — о конкуренции стран-поставщиков на индийском угольном рынке. РБК-ТВ. 29.12.2023
«Нагнули» Минфин: российские нефтяники – переговорщики года
Российские нефтяники по итогам года могут смело выпускать коллективную монографию под названием «Искусство ведения переговоров». Из топливного кризиса, разразившегося на рубеже лета и осени, они вошли абсолютными победителями.
• В июле 2023 г. с подачи Минфина были внесены поправки в Налоговый кодекс, из-за которых с сентября 2023 г. ожидаемые выплаты нефтяникам по демпферу должны были снизиться вдвое.
• В ответ нефтяники устроили ценовое ралли, которое должно было «перекрыть» их финансовые потери: к сентябрю 2023 г. средневзвешенная цена отгрузки бензина АИ-92 на российских нефтебазах выросла на 19% (до 70 946 руб. за тонну) в сравнении с июнем 2023 г., а дизельного топлива (ДТ) – на 30% (до 75 965 руб./т). Розничные цены на АИ-92 за тот же период выросли на 9% (до 51,82 руб. за литр), а на ДТ – на 7% (до 62,38 руб./л).
• Правительство ввело временные ограничения на экспорт, однако в итоге согласилось вернуть прежнюю формулу демпфера, а затем практически полностью отменило экспортные запреты. Реальные потери понесли только трейдеры, для которых с октября 2023 г. действуют заградительные пошлины на вывоз топлива.
• Добиваясь скорейшей отмены экспортных ограничений, нефтяники пошли на небольшую корректировку цен. К ноябрю 2023 г. цены отгрузки АИ-92 на нефтебазах снизилась на 12% в сравнении с уровнем сентября 2023 г., а розничная цена АИ-92 – на 2,5%.
• Однако цены все равно остались выше докризисного уровня: по данным ЦДУ ТЭК, средневзвешенная цена отгрузки АИ-92 с нефтяных баз в ноябре 2023 г. была на 5% выше, чем в июне 2023 г. (62 519 руб./т против 59 504 руб./т), а цена отгрузки ДТ – и вовсе на 26% (73 708 руб./т против 58 414 руб./т).
• Та же самая ситуация характерна и для розницы: средневзвешенная розничная цена АИ-92 в ноябре 2023 г. была на 6% выше, чем в июне 2023 г. (50,53 руб./л против 47,56 руб./л), а цена ДТ – на 9% (63,45 руб./л против 58,39 руб./т).
• В результате российские нефтяники вышли абсолютными победителями из топливного кризиса, переиграв тем самым Минфин, который в 2024 г. вряд ли пойдет на корректировку демпфера, даже несмотря на весьма вероятное снижение нефтяных цен и сокращение нефтегазовых доходов бюджета.
Российские нефтяники по итогам года могут смело выпускать коллективную монографию под названием «Искусство ведения переговоров». Из топливного кризиса, разразившегося на рубеже лета и осени, они вошли абсолютными победителями.
• В июле 2023 г. с подачи Минфина были внесены поправки в Налоговый кодекс, из-за которых с сентября 2023 г. ожидаемые выплаты нефтяникам по демпферу должны были снизиться вдвое.
• В ответ нефтяники устроили ценовое ралли, которое должно было «перекрыть» их финансовые потери: к сентябрю 2023 г. средневзвешенная цена отгрузки бензина АИ-92 на российских нефтебазах выросла на 19% (до 70 946 руб. за тонну) в сравнении с июнем 2023 г., а дизельного топлива (ДТ) – на 30% (до 75 965 руб./т). Розничные цены на АИ-92 за тот же период выросли на 9% (до 51,82 руб. за литр), а на ДТ – на 7% (до 62,38 руб./л).
• Правительство ввело временные ограничения на экспорт, однако в итоге согласилось вернуть прежнюю формулу демпфера, а затем практически полностью отменило экспортные запреты. Реальные потери понесли только трейдеры, для которых с октября 2023 г. действуют заградительные пошлины на вывоз топлива.
• Добиваясь скорейшей отмены экспортных ограничений, нефтяники пошли на небольшую корректировку цен. К ноябрю 2023 г. цены отгрузки АИ-92 на нефтебазах снизилась на 12% в сравнении с уровнем сентября 2023 г., а розничная цена АИ-92 – на 2,5%.
• Однако цены все равно остались выше докризисного уровня: по данным ЦДУ ТЭК, средневзвешенная цена отгрузки АИ-92 с нефтяных баз в ноябре 2023 г. была на 5% выше, чем в июне 2023 г. (62 519 руб./т против 59 504 руб./т), а цена отгрузки ДТ – и вовсе на 26% (73 708 руб./т против 58 414 руб./т).
• Та же самая ситуация характерна и для розницы: средневзвешенная розничная цена АИ-92 в ноябре 2023 г. была на 6% выше, чем в июне 2023 г. (50,53 руб./л против 47,56 руб./л), а цена ДТ – на 9% (63,45 руб./л против 58,39 руб./т).
• В результате российские нефтяники вышли абсолютными победителями из топливного кризиса, переиграв тем самым Минфин, который в 2024 г. вряд ли пойдет на корректировку демпфера, даже несмотря на весьма вероятное снижение нефтяных цен и сокращение нефтегазовых доходов бюджета.
