Цены на нефтепродукты в Европе: возвращение "эффективного рынка"
Слабый экономический рост в развитых странах привел к "нормализации" крек-спредов для бензина и дизельного топлива, упавших летом 2024 г. до минимальных за последние 3 года уровней. Снижаются не только крек-спреды, но и дифференциалы для рынков Северо-Западной Европы и США: в июле цены на дизельное топливо в ARA были всего на $62/т выше котировок в Мексиканском заливе (минимум с февраля 2022 г.).
Разница в ценах на нефтепродукты в основных мировых хабах связана с отличиями в структуре потребления топлива. Энергетический кризис 1970-х гг. заставил страны Западной Европы искать наиболее эффективные способы использования топлива. С точки зрения термодинамики дизельные двигатели эффективнее бензиновых (а также имеют меньшие выбросы парниковых газов); поэтому во многих европейских странах власти начали менять систему налогообложения, снижая ставки акцизов на дизельное топливо для стимулирования "дизелизации" экономики. Сейчас во Франции дизельные автомобили составляют свыше 50% всего автопарка против 4,7% в 1980 г. "Дизелизация" привела к возникновению т.н. "большой трансатлантической торговли": ЕС импортировал дизельное топливо из США, из России, стран Ближнего Востока и экспортировал бензин в США.
В 2022 г. из-за отказа от импорта дизтоплива из России премии на европейском рынке заметно выросли, позволяя трейдерам зарабатывать до $200/т на поставках из США в ЕС. Но этим летом ситуация на топливном рынке начала быстро возвращаться к "нормальной", и сейчас (с учетом затрат на логистику) цены на дизтопливо в Европе и Северной Америке почти вернулись к паритету (из-за спада спроса на дизельное топливо в Европе), а рынок вновь стал "эффективным".
#ЕС #США #Дизтопливо
Слабый экономический рост в развитых странах привел к "нормализации" крек-спредов для бензина и дизельного топлива, упавших летом 2024 г. до минимальных за последние 3 года уровней. Снижаются не только крек-спреды, но и дифференциалы для рынков Северо-Западной Европы и США: в июле цены на дизельное топливо в ARA были всего на $62/т выше котировок в Мексиканском заливе (минимум с февраля 2022 г.).
Разница в ценах на нефтепродукты в основных мировых хабах связана с отличиями в структуре потребления топлива. Энергетический кризис 1970-х гг. заставил страны Западной Европы искать наиболее эффективные способы использования топлива. С точки зрения термодинамики дизельные двигатели эффективнее бензиновых (а также имеют меньшие выбросы парниковых газов); поэтому во многих европейских странах власти начали менять систему налогообложения, снижая ставки акцизов на дизельное топливо для стимулирования "дизелизации" экономики. Сейчас во Франции дизельные автомобили составляют свыше 50% всего автопарка против 4,7% в 1980 г. "Дизелизация" привела к возникновению т.н. "большой трансатлантической торговли": ЕС импортировал дизельное топливо из США, из России, стран Ближнего Востока и экспортировал бензин в США.
В 2022 г. из-за отказа от импорта дизтоплива из России премии на европейском рынке заметно выросли, позволяя трейдерам зарабатывать до $200/т на поставках из США в ЕС. Но этим летом ситуация на топливном рынке начала быстро возвращаться к "нормальной", и сейчас (с учетом затрат на логистику) цены на дизтопливо в Европе и Северной Америке почти вернулись к паритету (из-за спада спроса на дизельное топливо в Европе), а рынок вновь стал "эффективным".
#ЕС #США #Дизтопливо
🔥5
Роснефть предлагает изменить оценку цены на нефть для расчета налогов: кто выиграет?
На прошлой неделе "Коммерсантъ" сообщил о новых предложениях "Роснефти" по изменению методики определения цены на нефть для расчета налогов. Компания всегда уделяла много внимания взаимодействию с Минфином, но этот год стал особенно продуктивным - это уже второе предложение от компании за последние полгода.
Сейчас в соответствии с налоговым кодексом, налоговая цена на нефть оценивается как максимальное из:
а) стоимости Brent Dated за вычетом фиксированного дисконта в $20/барр.,
б) средней стоимости Urals в портах Черного моря (Новороссийск) и на Балтике (Приморск) с добавлением затрат на фрахт "в Европу". Методику расчета оценки стоимости фрахта разрабатывает ФАС, пока она не утверждена, затраты принимаются равными $2/барр.
"Роснефть" предлагает рассчитывать налоговую цену на нефть как среднюю стоимость в российских портах (исключая трубопроводные поставки в Китай, при этом прокачка по "Дружбе", вероятно, будет учитываться) за вычетом $3/барр. на транзакционные издержки. При этом в расчет должны будут включены не только котировки Urals в западных портах, но и котировки ESPO и других (арктических и дальневосточных) сортов, а также поставки на НПЗ внутри страны - для них, вероятно, будут использоваться котировки сортов, которые направляются на переработку (Urals в Европейской части России, ESPO в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, без каких-либо дополнительных дисконтов.
Упрощая, предложение "Роснефти" состоит в том, чтобы заменить "Urals +$2/барр." на "средняя цена на нефть - $3/барр.". От исключения из расчета поставок ESPO на Сковородино (по ВСТО) и Siberian Light по "Атасу-Алашанькоу" через Казахстан выиграет не только "Роснефть", но и сама отрасль (оценка средней будет ниже). Расчет может столкнуться со сложностями - Argus оценивает котировки для Urals в Новороссийске, Приморске, Усть-Луге и при поставках по "Дружбе" (в Словакии и Венгрии), ESPO - в Козьмино и Siberian Light - в Новороссийске, а есть ли котировки для арктических и дальневосточных сортов?
Как измениться налоговая цена при принятии предложений "Роснефти"? Попробуем оценить эффект на основе данных Platts по котировкам российских сортов на конец прошлой недели: дисконт к Brent налоговой цены, рассчитанной по действующим сейчас правилам составляет $9,85/барр., расчет на основе подхода "Роснефти" дает дифференциал в $13,7/барр. Новая система будет выгодна всем нефтяникам. Согласится ли Минфин на внеплановые скидки нефтяникам? Вряд ли.
У "Роснефти" и отрасли есть и более простой и понятный способ требовать "более справедливых цен" - нужно вспомнить о банке качества нефти: системе компенсаций за изменение характеристик нефти при её блендинге в трубопроводе (сернистая нефть Поволжья стоит дешевле более легкой нефти из ХМАО). Но это - про перераспределение финансовых потоков внутри сектора, возможность снизить налоговую базу выглядит, конечно, намного привлекательней.
#Urals #Налоги #Роснефть
На прошлой неделе "Коммерсантъ" сообщил о новых предложениях "Роснефти" по изменению методики определения цены на нефть для расчета налогов. Компания всегда уделяла много внимания взаимодействию с Минфином, но этот год стал особенно продуктивным - это уже второе предложение от компании за последние полгода.
Сейчас в соответствии с налоговым кодексом, налоговая цена на нефть оценивается как максимальное из:
а) стоимости Brent Dated за вычетом фиксированного дисконта в $20/барр.,
б) средней стоимости Urals в портах Черного моря (Новороссийск) и на Балтике (Приморск) с добавлением затрат на фрахт "в Европу". Методику расчета оценки стоимости фрахта разрабатывает ФАС, пока она не утверждена, затраты принимаются равными $2/барр.
"Роснефть" предлагает рассчитывать налоговую цену на нефть как среднюю стоимость в российских портах (исключая трубопроводные поставки в Китай, при этом прокачка по "Дружбе", вероятно, будет учитываться) за вычетом $3/барр. на транзакционные издержки. При этом в расчет должны будут включены не только котировки Urals в западных портах, но и котировки ESPO и других (арктических и дальневосточных) сортов, а также поставки на НПЗ внутри страны - для них, вероятно, будут использоваться котировки сортов, которые направляются на переработку (Urals в Европейской части России, ESPO в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, без каких-либо дополнительных дисконтов.
Упрощая, предложение "Роснефти" состоит в том, чтобы заменить "Urals +$2/барр." на "средняя цена на нефть - $3/барр.". От исключения из расчета поставок ESPO на Сковородино (по ВСТО) и Siberian Light по "Атасу-Алашанькоу" через Казахстан выиграет не только "Роснефть", но и сама отрасль (оценка средней будет ниже). Расчет может столкнуться со сложностями - Argus оценивает котировки для Urals в Новороссийске, Приморске, Усть-Луге и при поставках по "Дружбе" (в Словакии и Венгрии), ESPO - в Козьмино и Siberian Light - в Новороссийске, а есть ли котировки для арктических и дальневосточных сортов?
Как измениться налоговая цена при принятии предложений "Роснефти"? Попробуем оценить эффект на основе данных Platts по котировкам российских сортов на конец прошлой недели: дисконт к Brent налоговой цены, рассчитанной по действующим сейчас правилам составляет $9,85/барр., расчет на основе подхода "Роснефти" дает дифференциал в $13,7/барр. Новая система будет выгодна всем нефтяникам. Согласится ли Минфин на внеплановые скидки нефтяникам? Вряд ли.
У "Роснефти" и отрасли есть и более простой и понятный способ требовать "более справедливых цен" - нужно вспомнить о банке качества нефти: системе компенсаций за изменение характеристик нефти при её блендинге в трубопроводе (сернистая нефть Поволжья стоит дешевле более легкой нефти из ХМАО). Но это - про перераспределение финансовых потоков внутри сектора, возможность снизить налоговую базу выглядит, конечно, намного привлекательней.
#Urals #Налоги #Роснефть
❤3👍2
Экспорт нефтепродуктов по морю: стабильное Черное море
ФТС и Банк России по-прежнему не публикуют подробные данные по внешней торговле, поэтому данные жд-перевозок, перевалки грузов в портах и трекинг судов остаются важными источниками информации о динамике российского экспорта.
В июле 2024 г. перевалка нефтепродуктов на экспорт в российских портах составила 7,5 млн т (-12% г/г), по сравнению с июнем динамика заметно улучшилась, но это больше отражает эффект базы прошлого года. В июле черноморские порты заметно улучшили свои результаты - перевалка снизилась лишь на 4% г/г, а Тамани, Кавказу и ростовскому порту удалось показать положительную динамику.
Перевалка в Новороссийске упала на 3% г/г (1,6 млн т), при этом по абсолютным значениям НМТП сохраняет безусловное лидерство, опережая конкурентов из Усть-Луги и Приморска более чем в 1,5 раза. Погрузки на Балтике остались низкими несмотря на действовавшее временное разрешение на экспорт бензина и падение ставок фрахта (приведшее к снижению логистического дифференциала для Черного моря и Балтики). И ограничения в добыче нефти в рамках ОПЕК+ могут привести к консервации status quo на ближайшие кварталы.
#Нефтепродукты #Экспорт #Новороссийск
ФТС и Банк России по-прежнему не публикуют подробные данные по внешней торговле, поэтому данные жд-перевозок, перевалки грузов в портах и трекинг судов остаются важными источниками информации о динамике российского экспорта.
В июле 2024 г. перевалка нефтепродуктов на экспорт в российских портах составила 7,5 млн т (-12% г/г), по сравнению с июнем динамика заметно улучшилась, но это больше отражает эффект базы прошлого года. В июле черноморские порты заметно улучшили свои результаты - перевалка снизилась лишь на 4% г/г, а Тамани, Кавказу и ростовскому порту удалось показать положительную динамику.
Перевалка в Новороссийске упала на 3% г/г (1,6 млн т), при этом по абсолютным значениям НМТП сохраняет безусловное лидерство, опережая конкурентов из Усть-Луги и Приморска более чем в 1,5 раза. Погрузки на Балтике остались низкими несмотря на действовавшее временное разрешение на экспорт бензина и падение ставок фрахта (приведшее к снижению логистического дифференциала для Черного моря и Балтики). И ограничения в добыче нефти в рамках ОПЕК+ могут привести к консервации status quo на ближайшие кварталы.
#Нефтепродукты #Экспорт #Новороссийск
👍2🔥1
#ГазКитая-9 PipeChina и создание единой ГТС
В 1980-90-е гг. китайский рынок газа развивался, во многом, в привязке к местным ресурсам. Крупнейшие региональные центры потребления сформировались вблизи добывающих регионов на юго-востоке (Сычуань-Чунцин), северо-востоке (Хейлунцзян) и дальнем западе (Синьцзян). Объемы магистральной транспортировки газа оставались небольшими, национальной системы газоснабжения (ЕСГ) как таковой не было, как и компании ответственной за централизованное планирование и развитие ЕСГ.
Ситуация начала меняться в конце 1990-х гг., когда китайские власти в рамках планов по сокращению использования угля в крупных агломерациях на востоке страны приняли решение построить крупные магистральные системы газопроводов. В 2004 г. была введена первая линия системы "Запад-Восток", связавший месторождения Синьцзяна с Шанхаем. В 2012 г. была введена вторая, а в 2014 г. - третья линии системы: по ним импортируемый из Туркмении газ попадал на юг, в провинции Гуандун и Фуцзянь. "Восточный вектор" в развитии ЕСГ стал основным.
При этом вопрос о том, как нужно организовывать управление ЕСГ долгое время оставался открытым. При строительстве газопровода "Запад-Восток I" планировалось, что PetroChina получит лишь 50% в проекте, а миноритарными акционерами станут "Газпром", Riyal Dutch Shell и ExxonMobil. Структура оказалась слишком сложной и PetroChina осталась в одиночестве. По аналогичному пути пошли и другие крупные газодобывающие компании - Sinopec и CNOOC. К середине 2010-х гг. в Китае сформировались три крупных ГТС: PetroChina доминировала на севере и в центральных районах, а Sinopec и CNOOC - на юго-востоке и на севере. В 2019 г. PetroChina контролировала 76% магистральных газопроводов страны, Sinopec - 15%, CNOOC - 9%. Наличие разных конкурирующих между собой операторов приводило к замыканию и "автономизации" систем газоснабжения, поэтому в 2019 г. власти КНР пошли на масштабную реформу газового рынка, создав компанию PipeChina, единого оператора ЕСГ.
PipeChina получила от CNPC, Sinopec и CNOOC их трубопроводные активы, терминалы по приему СПГ. При этом PipeChina сохранила использовавшиеся предшественниками подходы к установлению тарифов (cost plus, для каждого газопровода). На изменение и унификацию тарифной системы ушло еще 4 года - с 1 января 2024 г. ЕСГ была разделена на 4 ценовые зоны, для каждой из которых были установлены единые тарифы на прокачку.
Утвержденные Комиссией по реформам и развитию (NDRC) подходы делают китайскую тарифную систему одной из самых простых в мире: одноставочные тарифы (в юанях/1000 м3-км), всего по 4 тарифным зонам (вместо 20 до этого), одинаковые и для действующих, и для новых газопроводов. Насколько эти тарифы велики?
Стоимость прокачки газа по системе "Восток-Запад I" из Синьцзяна в Шанхай сейчас составляет 755 юаней/тыс. м3 ($105/тыс. м3), из Хейхе в Пекин (китайский участок газопровода "Сила Сибири") - 398 юаней/тыс. м3 ($55,6/тыс. м3). Средняя стоимость транспортировки в Китае - достаточно низкая и сравнима с показателями других крупных газотранспортных систем (США и Канады).
#ГазКитая #Китай #PipeChina #NDRC
В 1980-90-е гг. китайский рынок газа развивался, во многом, в привязке к местным ресурсам. Крупнейшие региональные центры потребления сформировались вблизи добывающих регионов на юго-востоке (Сычуань-Чунцин), северо-востоке (Хейлунцзян) и дальнем западе (Синьцзян). Объемы магистральной транспортировки газа оставались небольшими, национальной системы газоснабжения (ЕСГ) как таковой не было, как и компании ответственной за централизованное планирование и развитие ЕСГ.
Ситуация начала меняться в конце 1990-х гг., когда китайские власти в рамках планов по сокращению использования угля в крупных агломерациях на востоке страны приняли решение построить крупные магистральные системы газопроводов. В 2004 г. была введена первая линия системы "Запад-Восток", связавший месторождения Синьцзяна с Шанхаем. В 2012 г. была введена вторая, а в 2014 г. - третья линии системы: по ним импортируемый из Туркмении газ попадал на юг, в провинции Гуандун и Фуцзянь. "Восточный вектор" в развитии ЕСГ стал основным.
При этом вопрос о том, как нужно организовывать управление ЕСГ долгое время оставался открытым. При строительстве газопровода "Запад-Восток I" планировалось, что PetroChina получит лишь 50% в проекте, а миноритарными акционерами станут "Газпром", Riyal Dutch Shell и ExxonMobil. Структура оказалась слишком сложной и PetroChina осталась в одиночестве. По аналогичному пути пошли и другие крупные газодобывающие компании - Sinopec и CNOOC. К середине 2010-х гг. в Китае сформировались три крупных ГТС: PetroChina доминировала на севере и в центральных районах, а Sinopec и CNOOC - на юго-востоке и на севере. В 2019 г. PetroChina контролировала 76% магистральных газопроводов страны, Sinopec - 15%, CNOOC - 9%. Наличие разных конкурирующих между собой операторов приводило к замыканию и "автономизации" систем газоснабжения, поэтому в 2019 г. власти КНР пошли на масштабную реформу газового рынка, создав компанию PipeChina, единого оператора ЕСГ.
PipeChina получила от CNPC, Sinopec и CNOOC их трубопроводные активы, терминалы по приему СПГ. При этом PipeChina сохранила использовавшиеся предшественниками подходы к установлению тарифов (cost plus, для каждого газопровода). На изменение и унификацию тарифной системы ушло еще 4 года - с 1 января 2024 г. ЕСГ была разделена на 4 ценовые зоны, для каждой из которых были установлены единые тарифы на прокачку.
Утвержденные Комиссией по реформам и развитию (NDRC) подходы делают китайскую тарифную систему одной из самых простых в мире: одноставочные тарифы (в юанях/1000 м3-км), всего по 4 тарифным зонам (вместо 20 до этого), одинаковые и для действующих, и для новых газопроводов. Насколько эти тарифы велики?
Стоимость прокачки газа по системе "Восток-Запад I" из Синьцзяна в Шанхай сейчас составляет 755 юаней/тыс. м3 ($105/тыс. м3), из Хейхе в Пекин (китайский участок газопровода "Сила Сибири") - 398 юаней/тыс. м3 ($55,6/тыс. м3). Средняя стоимость транспортировки в Китае - достаточно низкая и сравнима с показателями других крупных газотранспортных систем (США и Канады).
#ГазКитая #Китай #PipeChina #NDRC
❤2👍1
Пробуренные, но не законченные скважины: есть ли DUC в России?
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
🔥3👍2
Почему российские нефтяники в 2024 г. много бурят, но сокращают вводы новых скважин?
Anonymous Poll
15%
Следуют американской моде - и тоже ждут высоких цен на нефть
18%
Разрыв в сезонности. Сезон в бурении уже начался, а вводить пока что нечего
13%
Структурные изменения: посмотрите на "Татнефть"
48%
Не нужно придумывать, это все ОПЕК+
8%
Нет никаких расхождений, все "в пределах нормы"
#ГазКитая-10 Розничный рынок газа: Big-6 и другие замечательные компании-1
Розничный рынок газа вплоть до конца XX века оставался локальным и по форме, и по сути. Из-за медленного развития магистрального транспорта газа в 1980-90-е гг., развитие розничных рынков зависело от доступности местных ресурсов газа. А решение о газификации принималось местными властями.
Это привело к тому, что решение о строительстве газораспределительных сетей обычно принималось на муниципальном уровне, и в одном регионе сейчас часто работают десятки, а иногда сотни газораспределительных организаций (ГРО). В целом в Китае сейчас работает свыше 4,96 тыс. ГРО, но сектор не так раздроблен как может показаться на первый взгляд. Крупные газораспределительные холдинги контролируют 200-300 ГРО по всей стране (иногда в одном регионе такому холдингу может принадлежать до 15-20 ГРО, но менеджмент не стремится к объединению активов из-за разных условий работы и различий в инвестиционных соглашениях с муниципалитетами).
Быстрый рост газового рынка сопровождался консолидацией - сейчас свыше 40% всего продаваемого потребителям газа приходится на 6 крупнейших холдингов ГРО (против 25% в 2011 г.). По масштабам своей деятельности эти компании уже сравнимы с крупнейшими российскими и европейскими ГРО - например, Kunlun Energy в 2023 г. продала потребителям 30 млрд м3 природного газа, на четверть больше, чем "Газпром межрегионгаз Москва" (одно из крупнейших сбытовых подразделений "Газпрома") - 24 млрд м3.
#ГазКитая #Китай #CNPC
Розничный рынок газа вплоть до конца XX века оставался локальным и по форме, и по сути. Из-за медленного развития магистрального транспорта газа в 1980-90-е гг., развитие розничных рынков зависело от доступности местных ресурсов газа. А решение о газификации принималось местными властями.
Это привело к тому, что решение о строительстве газораспределительных сетей обычно принималось на муниципальном уровне, и в одном регионе сейчас часто работают десятки, а иногда сотни газораспределительных организаций (ГРО). В целом в Китае сейчас работает свыше 4,96 тыс. ГРО, но сектор не так раздроблен как может показаться на первый взгляд. Крупные газораспределительные холдинги контролируют 200-300 ГРО по всей стране (иногда в одном регионе такому холдингу может принадлежать до 15-20 ГРО, но менеджмент не стремится к объединению активов из-за разных условий работы и различий в инвестиционных соглашениях с муниципалитетами).
Быстрый рост газового рынка сопровождался консолидацией - сейчас свыше 40% всего продаваемого потребителям газа приходится на 6 крупнейших холдингов ГРО (против 25% в 2011 г.). По масштабам своей деятельности эти компании уже сравнимы с крупнейшими российскими и европейскими ГРО - например, Kunlun Energy в 2023 г. продала потребителям 30 млрд м3 природного газа, на четверть больше, чем "Газпром межрегионгаз Москва" (одно из крупнейших сбытовых подразделений "Газпрома") - 24 млрд м3.
#ГазКитая #Китай #CNPC
👍2🔥2
#ГазКитая-10 Розничный рынок газа: Big-6 и другие замечательные компании-2
В структуре продаж большинства крупнейших ГРО более 50% всего спроса приходится на промышленные предприятия. Исключение составляют ГРО в столичных регионах, где значительная часть потребления уже формируется населением и сферой услуг.
Мажоритарным акционером Kunlun Energy, крупнейшего китайского газораспределительного холдинга, является государственная PetroChina. Сейчас на Kunlun Energy приходится свыше 15% всех продаж PetroChina на внутреннем рынке. Kunlun Energy не единственный крупный холдинг, где контролирующим акционером является государство. Мажоритарным акционером China Resources Gas является SASAC (госкомитет по управлению активами), а крупным инвестором в China Gas Holding выступает пекинский городской комитет по управлению предприятиями. Учитывая специфику бизнеса ГРО (регулирование тарифов на транспортировку), государство среди акционеров - скорее плюс, и должно помогать и при индексации тарифов, и при заключении новых контрактов с муниципалитетами.
Так ли это и как устроена экономика ГРО в Китае?
#ГазКитая #Китай #CNPC
В структуре продаж большинства крупнейших ГРО более 50% всего спроса приходится на промышленные предприятия. Исключение составляют ГРО в столичных регионах, где значительная часть потребления уже формируется населением и сферой услуг.
Мажоритарным акционером Kunlun Energy, крупнейшего китайского газораспределительного холдинга, является государственная PetroChina. Сейчас на Kunlun Energy приходится свыше 15% всех продаж PetroChina на внутреннем рынке. Kunlun Energy не единственный крупный холдинг, где контролирующим акционером является государство. Мажоритарным акционером China Resources Gas является SASAC (госкомитет по управлению активами), а крупным инвестором в China Gas Holding выступает пекинский городской комитет по управлению предприятиями. Учитывая специфику бизнеса ГРО (регулирование тарифов на транспортировку), государство среди акционеров - скорее плюс, и должно помогать и при индексации тарифов, и при заключении новых контрактов с муниципалитетами.
Так ли это и как устроена экономика ГРО в Китае?
#ГазКитая #Китай #CNPC
👍2🥰2
Indian Oil Corp увеличит мощности НПЗ на 25%
Пока нефтепереработчики в Западной Европе и в Китае обсуждают закрытие НПЗ и сокращение объемов перерабатываемой нефти, индийские нефтяники сохраняют оптимизм и строят амбициозные планы.
Шрикант Мадхав Вайя, председатель правления Indian Oil Corp (IOC), крупнейшей нефтеперерабатывающей компании страны, заявил о планах увеличить мощности НПЗ компании на 18 млн т (до 88 млн т). IOC ожидает заметного увеличения спроса на нефтепродукты в ближайшие 25 лет и планирует сохранять "сбалансированный портфель инвестиций", вкладываясь не только в развитие возобновляемой энергетики, но и в нефтегазовый сектор. Планы компании основываются на ожиданиях увеличения спроса на нефть в Индии до 8,3 мбд к 2050 г. (+2,9 мбд к уровню 2023 г.).
Флагманским проектом для IOC остается расширение НПЗ Панипат с 15 млн т до 25 млн т. Проект общей стоимостью $4,7 млрд планировалось завершить уже в сентябре 2024 г., но из-за задержки с поставкой оборудования сроки были "сдвинуты вправо". Сейчас IOC ожидает, что все работы будут завершены к концу 2025 г.
#Нефтепереработка #Индия #IOC
Пока нефтепереработчики в Западной Европе и в Китае обсуждают закрытие НПЗ и сокращение объемов перерабатываемой нефти, индийские нефтяники сохраняют оптимизм и строят амбициозные планы.
Шрикант Мадхав Вайя, председатель правления Indian Oil Corp (IOC), крупнейшей нефтеперерабатывающей компании страны, заявил о планах увеличить мощности НПЗ компании на 18 млн т (до 88 млн т). IOC ожидает заметного увеличения спроса на нефтепродукты в ближайшие 25 лет и планирует сохранять "сбалансированный портфель инвестиций", вкладываясь не только в развитие возобновляемой энергетики, но и в нефтегазовый сектор. Планы компании основываются на ожиданиях увеличения спроса на нефть в Индии до 8,3 мбд к 2050 г. (+2,9 мбд к уровню 2023 г.).
Флагманским проектом для IOC остается расширение НПЗ Панипат с 15 млн т до 25 млн т. Проект общей стоимостью $4,7 млрд планировалось завершить уже в сентябре 2024 г., но из-за задержки с поставкой оборудования сроки были "сдвинуты вправо". Сейчас IOC ожидает, что все работы будут завершены к концу 2025 г.
#Нефтепереработка #Индия #IOC
👍4
Помогает ли наличие государства среди акционерам ГРО в Китае?
Anonymous Poll
47%
да, привилегированный доступ к ресурсам
18%
нет, больше проверок и контроля
35%
по-разному, зависит от компании и акционера
История по четвергам. Уренгой-Помары-Ужгород: последний советский мега-проект
40 лет назад СССР начал экспорт газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" (УПУ), ставшему одним из последних крупных советских экспортных проектов. УПУ продолжал работать и после распада СССР, и после начала СВО. Но, возможно, уже совсем скоро, газопровод уйдет в прошлое, став историей. Как это проект начинался и сколько он стоил СССР?
В июле 1981 г. ЦК КПСС и Совет министров СССР выпустили постановление о строительстве газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород"; с этого постановления до сих пор не снят гриф "секретно". Совмин запланировал ввод газопровода на апрель 1984 г., хотя на момент принятия решения не было ни подтвержденных контрактов с импортерами газа, ни договоренностей с банками и поставщиками оборудования (традиционно СССР использовал при строительстве западные технологии).
К концу 1981 г. СССР завершил переговоры с европейскими кредиторами и поставщиками, а уже в весной следующего года начал строительство газопровода. Всего через 18 месяцев газопровод был построен - 8 августа 1983 г. Миннефтегазстрой начал испытания линейной части (4451 км) газопровода. Скорость строительства газопровода была рекордной - и для Советского Союза, и в мировой практике (строительство Трансаляскинского нефтепровода заняло в 7 раз больше времени). И это несмотря на то, что в конце 1981 г. США запретили американским компаниям поставки любых технологий и оборудования для строительства газопроводов в СССР. Несмотря на сложные географические условия, протяженность (газопровод стал самым протяженным в мире и сохранял этот титул 30 лет) и уникальные технологии, капиталовложения в строительство были сравнительно невысокими, составив всего $1,8 млрд.
Газопровод "Уренгой-Помары-Ужгород" стал одним из последних завершенных советских экспортных мега-проектов. Благодаря УПУ к 1990 г. экспорт газа из СССР вырос вдвое, а страна заработала свыше $10 млрд долл. Газопровод исправно работал и после распада СССР, обеспечивая страны Центральной и Восточной Европы топливом и позволяя Украине получать значительные (до $600 млн в год) доходы от транзита. Этот газопровод стал одним из самых эффективных советских экспортных проектов, но из-за остановки транзита (в ближайшие месяцы или в 2025 г. после окончания действующего транзитного договора) он может совсем скоро стать историей.
#ThrowbackThursday #ЭкспортГаза #Суджа
40 лет назад СССР начал экспорт газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" (УПУ), ставшему одним из последних крупных советских экспортных проектов. УПУ продолжал работать и после распада СССР, и после начала СВО. Но, возможно, уже совсем скоро, газопровод уйдет в прошлое, став историей. Как это проект начинался и сколько он стоил СССР?
В июле 1981 г. ЦК КПСС и Совет министров СССР выпустили постановление о строительстве газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород"; с этого постановления до сих пор не снят гриф "секретно". Совмин запланировал ввод газопровода на апрель 1984 г., хотя на момент принятия решения не было ни подтвержденных контрактов с импортерами газа, ни договоренностей с банками и поставщиками оборудования (традиционно СССР использовал при строительстве западные технологии).
К концу 1981 г. СССР завершил переговоры с европейскими кредиторами и поставщиками, а уже в весной следующего года начал строительство газопровода. Всего через 18 месяцев газопровод был построен - 8 августа 1983 г. Миннефтегазстрой начал испытания линейной части (4451 км) газопровода. Скорость строительства газопровода была рекордной - и для Советского Союза, и в мировой практике (строительство Трансаляскинского нефтепровода заняло в 7 раз больше времени). И это несмотря на то, что в конце 1981 г. США запретили американским компаниям поставки любых технологий и оборудования для строительства газопроводов в СССР. Несмотря на сложные географические условия, протяженность (газопровод стал самым протяженным в мире и сохранял этот титул 30 лет) и уникальные технологии, капиталовложения в строительство были сравнительно невысокими, составив всего $1,8 млрд.
Газопровод "Уренгой-Помары-Ужгород" стал одним из последних завершенных советских экспортных мега-проектов. Благодаря УПУ к 1990 г. экспорт газа из СССР вырос вдвое, а страна заработала свыше $10 млрд долл. Газопровод исправно работал и после распада СССР, обеспечивая страны Центральной и Восточной Европы топливом и позволяя Украине получать значительные (до $600 млн в год) доходы от транзита. Этот газопровод стал одним из самых эффективных советских экспортных проектов, но из-за остановки транзита (в ближайшие месяцы или в 2025 г. после окончания действующего транзитного договора) он может совсем скоро стать историей.
#ThrowbackThursday #ЭкспортГаза #Суджа
❤3👍2
#ГазКитая-11 Цены для конечных потребителей: cross-subsidies at its best-1
У китайских ГРО есть два основных источника дохода - маржа от продажи газа существующим потребителям и плата за подключение новых пользователей. Для некоторых ГРО плата за подключение формирует значительную часть выручки: до 30% у China Resources Gas и 20% у ENN Energy в 2023 г. При этом плата за присоединение сравнительно невысока - например, домохозяйства платят за подключение 2,5-3 тыс. юаней ($350-420), существенно меньше, чем в России и других странах СНГ.
Сравнительно низкая стоимость подключения связана с эффектом масштаба (ежегодно к сетям подключают десятки миллионов потребителей) и высокими тарифами для потребителей. Цены на газ для промышленных потребителей в 2023 г. превышали $500/тыс. м3, но дороже всех за газ платили АГНКС и СПГ-АЗС ($560/тыс. м3). Для большинства коммерческих потребителей цены на газ пересматриваются дважды в год, в привязке к корзине регулируемых оптовых цен (65%) и цен на свободном рынке (35%). В 2024-26 гг. тарифы на газ либерализируются - уже с ноября 2024 г. доля регулируемых контрактов будет снижена на 10 п.п., до 55%.
Тарифы для населения ниже расценок для промышленности на $50-110/тыс. м3 (с учетом разного давления, дифференциал еще значительнее). Поставки населению до недавнего времени полностью регулировались государством, но с 2023 г. NDRC одобрила переход к "трансляции" цен с оптового рынка (с учетом цен на импортируемый газ), что позволило некоторым из ГРО уже в 2023 г. выйти на положительную валовую маржу в продажах газа населению.
#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз
У китайских ГРО есть два основных источника дохода - маржа от продажи газа существующим потребителям и плата за подключение новых пользователей. Для некоторых ГРО плата за подключение формирует значительную часть выручки: до 30% у China Resources Gas и 20% у ENN Energy в 2023 г. При этом плата за присоединение сравнительно невысока - например, домохозяйства платят за подключение 2,5-3 тыс. юаней ($350-420), существенно меньше, чем в России и других странах СНГ.
Сравнительно низкая стоимость подключения связана с эффектом масштаба (ежегодно к сетям подключают десятки миллионов потребителей) и высокими тарифами для потребителей. Цены на газ для промышленных потребителей в 2023 г. превышали $500/тыс. м3, но дороже всех за газ платили АГНКС и СПГ-АЗС ($560/тыс. м3). Для большинства коммерческих потребителей цены на газ пересматриваются дважды в год, в привязке к корзине регулируемых оптовых цен (65%) и цен на свободном рынке (35%). В 2024-26 гг. тарифы на газ либерализируются - уже с ноября 2024 г. доля регулируемых контрактов будет снижена на 10 п.п., до 55%.
Тарифы для населения ниже расценок для промышленности на $50-110/тыс. м3 (с учетом разного давления, дифференциал еще значительнее). Поставки населению до недавнего времени полностью регулировались государством, но с 2023 г. NDRC одобрила переход к "трансляции" цен с оптового рынка (с учетом цен на импортируемый газ), что позволило некоторым из ГРО уже в 2023 г. выйти на положительную валовую маржу в продажах газа населению.
#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз
👍2
#ГазКитая-11 Цены для конечных потребителей: cross-subsidies at its best-2
Перекрестное субсидирование носит не только межотраслевой характер, но и зависит от структуры собственности ГРО. В наиболее выигрышном положении в последние годы находится Kunlun Energy, де-факто дочерняя компания PetroChina. В 2023 г. этот холдинг покупал у PetroChina природный газ на $60/тыс. м3 дешевле, чем другие ГРО, тогда как ENN Energy (частная компания, акционерами которой являются в т.ч. и американские инвестфонды) и China Resources Gas платили за газ больше всех.
Кажется, что на стоимость газа могут влиять и другие факторы, включая географию проектов ГРО. Но, на самом деле, Big-6 работает по всему Китаю и не зависят от ситуации в конкретном регионе. Например, у Kunlun Energy наибольшее число проектов ГРО находится в прибрежных провинциях Цзянсу и Шаньдун, где потребляется в основном дорогой СПГ.
Государство в Китае важный игрок, наличие среди собственников госкомитета по управлению предприятиями не только упрощает переговоры по новым концессиям, но и позволяет получать доступ к важным ресурсам - от дешевого газа дл льготных кредитов.
#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз
Перекрестное субсидирование носит не только межотраслевой характер, но и зависит от структуры собственности ГРО. В наиболее выигрышном положении в последние годы находится Kunlun Energy, де-факто дочерняя компания PetroChina. В 2023 г. этот холдинг покупал у PetroChina природный газ на $60/тыс. м3 дешевле, чем другие ГРО, тогда как ENN Energy (частная компания, акционерами которой являются в т.ч. и американские инвестфонды) и China Resources Gas платили за газ больше всех.
Кажется, что на стоимость газа могут влиять и другие факторы, включая географию проектов ГРО. Но, на самом деле, Big-6 работает по всему Китаю и не зависят от ситуации в конкретном регионе. Например, у Kunlun Energy наибольшее число проектов ГРО находится в прибрежных провинциях Цзянсу и Шаньдун, где потребляется в основном дорогой СПГ.
Государство в Китае важный игрок, наличие среди собственников госкомитета по управлению предприятиями не только упрощает переговоры по новым концессиям, но и позволяет получать доступ к важным ресурсам - от дешевого газа дл льготных кредитов.
#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз
🔥2
Авария на Омском НПЗ: новые проблемы для Сибирского региона
В понедельник СМИ сообщили о взрыве и последующем пожаре на Омском НПЗ, крупнейшем по объемам переработки нефти в России (21,3 млн т в 2023 г.). По неподтвержденной информации взрыв произошел на установке первичной переработки нефти АВТ-11. Представители НПЗ заявили, что "завод продолжает работать в штатном режиме", но, судя по указываемой в СМИ площади пожара (от 300 до 1000 кв. м), это происшествие может оказать заметное влияние на производство нефтепродуктов на заводе.
АВТ-11 - это самая современная установка по переработке нефти на ОНПЗ, введенная в эксплуатацию менее года назад. Комплекс рассчитан на переработку 8,4 млн т западно-сибирской нефти и 1,2 млн т газового конденсата и должен был заменить АВТ-6/7/8 общей мощностью 9 млн т. "Газпромнефть" вложила в строительство установки 55 млрд руб., этот проект стал одним из крупнейших из реализованных на Омском заводе за последние 5 лет.
"Газпромнефть" пока не говорит ни о причинах (носила ли авария техногенный характер или это было "внешнее воздействие"), ни о масштабах последствий. С большой вероятностью, компании придется остановить установку на время проведения следственных действий и обследования нанесенного ущерба. Потом - предстоит пройти комиссию РТН и профильных ведомств. Это может занять до нескольких недель. И в это время НПЗ будет работать на 58% от номинальной мощности (при 95%+ в обычном режиме). Можно ли оперативно вернуть к работе АВТ-6/7/8? Даже если их демонтаж не начался, на проведение всех необходимых мероприятий по проверке работы и переключению может потребоваться как минимум неделя, поэтому снижение выпуска нефтепродуктов в ближайшие несколько дней выглядит как данность.
Насколько важен Омский НПЗ для российской экономики? В первом полугодии 2024 г. завод отгрузил 6,7 млн т дизельного топлива (52% от всего выпуска заводов Сибири и Дальнего Востока), 0,8 млн т авиакеросина и (оценочно) - 2,5 млн т автобензинов. При недельном простое АВТ-11 на Омском НПЗ выпуск бензина в России может упасть на 40 тыс. т, авиакеросина - на 11 тыс. т. Эффект для внутреннего рынка будет сравним с весенними проблемами на Нижегородском НПЗ "Лукойла", при этом с наибольшими сложностями столкнутся регионы Сибири, которым может быть непросто оперативно "дозаказать" недостающие объемы на НПЗ в Урало-Поволжье.
#Газпромнефть #ОНПЗ
В понедельник СМИ сообщили о взрыве и последующем пожаре на Омском НПЗ, крупнейшем по объемам переработки нефти в России (21,3 млн т в 2023 г.). По неподтвержденной информации взрыв произошел на установке первичной переработки нефти АВТ-11. Представители НПЗ заявили, что "завод продолжает работать в штатном режиме", но, судя по указываемой в СМИ площади пожара (от 300 до 1000 кв. м), это происшествие может оказать заметное влияние на производство нефтепродуктов на заводе.
АВТ-11 - это самая современная установка по переработке нефти на ОНПЗ, введенная в эксплуатацию менее года назад. Комплекс рассчитан на переработку 8,4 млн т западно-сибирской нефти и 1,2 млн т газового конденсата и должен был заменить АВТ-6/7/8 общей мощностью 9 млн т. "Газпромнефть" вложила в строительство установки 55 млрд руб., этот проект стал одним из крупнейших из реализованных на Омском заводе за последние 5 лет.
"Газпромнефть" пока не говорит ни о причинах (носила ли авария техногенный характер или это было "внешнее воздействие"), ни о масштабах последствий. С большой вероятностью, компании придется остановить установку на время проведения следственных действий и обследования нанесенного ущерба. Потом - предстоит пройти комиссию РТН и профильных ведомств. Это может занять до нескольких недель. И в это время НПЗ будет работать на 58% от номинальной мощности (при 95%+ в обычном режиме). Можно ли оперативно вернуть к работе АВТ-6/7/8? Даже если их демонтаж не начался, на проведение всех необходимых мероприятий по проверке работы и переключению может потребоваться как минимум неделя, поэтому снижение выпуска нефтепродуктов в ближайшие несколько дней выглядит как данность.
Насколько важен Омский НПЗ для российской экономики? В первом полугодии 2024 г. завод отгрузил 6,7 млн т дизельного топлива (52% от всего выпуска заводов Сибири и Дальнего Востока), 0,8 млн т авиакеросина и (оценочно) - 2,5 млн т автобензинов. При недельном простое АВТ-11 на Омском НПЗ выпуск бензина в России может упасть на 40 тыс. т, авиакеросина - на 11 тыс. т. Эффект для внутреннего рынка будет сравним с весенними проблемами на Нижегородском НПЗ "Лукойла", при этом с наибольшими сложностями столкнутся регионы Сибири, которым может быть непросто оперативно "дозаказать" недостающие объемы на НПЗ в Урало-Поволжье.
#Газпромнефть #ОНПЗ
🔥2😱2
Министерство нефти Индии рассматривает возможность создания независимого оператора ЕСГ
Times of India сообщает, что министерство нефти Индии рассматривает план по созданию единого независимого оператора для управления Единой системой газоснабжения. Сейчас магистральные газопроводы принадлежат разным компаниям, которые одновременно могут выступать и импортерами, и поставщиками природного газа для конечных потребителей. Такое совмещение конкурентных и монопольных (транспортировка) видов деятельности иногда приводит к тому, что компания-оператор газопровода отказывает конкурентам в предоставлении услуг транспортировки даже при наличии свободных мощностей - при этом по оценкам Миннефти средний уровень использования мощностей газопроводов сейчас не превышает 75%.
По этому пути уже пошел Китай, создавший в 2020 г. единого оператора ГТС PipeChina. Как показывает китайский опыт, выделение транспортного бизнеса из действующих интегрированных компаний и его последующее объединение является непростой задачай: потребуется проведение оценки и переговоров с акционерами, изменение тарифной системы и регулирования. В Индии крупнейшими (по объемам транспортировки) операторами магистральных газопроводов являются государственные Gas Authority of India Ltd (GAIL) и Gujarat Gas Ltd (GSPC), в целом же в секторе работают свыше 10 крупных компаний.
Часть задачи уже решена - в 2023 г. Индия в рамках плана "One Nation, One Grid and One Tariff" перешла к единым тарифам для всех межрегиональных газопроводов, введя три тарифные зоны (в зависимости от дальности транспортировки) и общую тарифную ставку для всех операторов ГТС ($3,1/тыс. м3-100 км). Осталось только договориться об оценке транспортных активов.
Создание независимого оператора ГТС ускорит либерализацию газового рынка Индии, создав новые возможности для иностранных поставщиков, включая российские "Новатэк" и "Газпром".
#Индия #GAIL #Газ
Times of India сообщает, что министерство нефти Индии рассматривает план по созданию единого независимого оператора для управления Единой системой газоснабжения. Сейчас магистральные газопроводы принадлежат разным компаниям, которые одновременно могут выступать и импортерами, и поставщиками природного газа для конечных потребителей. Такое совмещение конкурентных и монопольных (транспортировка) видов деятельности иногда приводит к тому, что компания-оператор газопровода отказывает конкурентам в предоставлении услуг транспортировки даже при наличии свободных мощностей - при этом по оценкам Миннефти средний уровень использования мощностей газопроводов сейчас не превышает 75%.
По этому пути уже пошел Китай, создавший в 2020 г. единого оператора ГТС PipeChina. Как показывает китайский опыт, выделение транспортного бизнеса из действующих интегрированных компаний и его последующее объединение является непростой задачай: потребуется проведение оценки и переговоров с акционерами, изменение тарифной системы и регулирования. В Индии крупнейшими (по объемам транспортировки) операторами магистральных газопроводов являются государственные Gas Authority of India Ltd (GAIL) и Gujarat Gas Ltd (GSPC), в целом же в секторе работают свыше 10 крупных компаний.
Часть задачи уже решена - в 2023 г. Индия в рамках плана "One Nation, One Grid and One Tariff" перешла к единым тарифам для всех межрегиональных газопроводов, введя три тарифные зоны (в зависимости от дальности транспортировки) и общую тарифную ставку для всех операторов ГТС ($3,1/тыс. м3-100 км). Осталось только договориться об оценке транспортных активов.
Создание независимого оператора ГТС ускорит либерализацию газового рынка Индии, создав новые возможности для иностранных поставщиков, включая российские "Новатэк" и "Газпром".
#Индия #GAIL #Газ
❤3👍2
Полное прекращение публикации данных по российской нефтепереработке: лучшие практики
Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.
Нефтепереработка вновь стала самой "закрытой" отраслью. В советское время именно данные по НПЗ, а не нефтедобыча или транспорт нефти, считались самыми секретными. ЦСУ СССР с середины 1960-х гг. не публиковал данные по переработке и производству нефтепродуктов, а показатели по "производительности труда" и инвестициям периодически получали гриф ДСП. Заметно улучшаться ситуация начала лишь во второй половине 1980-х гг., и последующие тридцать лет прошли для отрасли в условиях максимальной открытости данных. С 2014-15 гг. тренд развернулся вспять и в августе 2024 г. мы вернулись на 70 лет назад.
"Островки" открытых данных пока остаются. Минэнерго, заявившее, что статистические данные могут использоваться для "давления на рынок и создания ажиотажа", продолжает отважно публиковать плохо проверенную и неполную информацию по отгрузкам топлива на внутренний рынок. Эта статистика может, скорее, показывать какие проблемы возникают при отказе от взаимодействия с пользователями данных и любых проверок получаемой информации для формального выполнения "плана" (по публикации, не по поставкам). Аналитика по нефтяной отрасли, вероятно, будет все ближе к советологии, превращаясь - за пределами ФОИВ и нескольких де-факто государственных организаций - в обсуждение заявлений и интервью ответственных лиц. Без ажиотажа.
#Нефтепереработка #Статистика #Данные
Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.
Нефтепереработка вновь стала самой "закрытой" отраслью. В советское время именно данные по НПЗ, а не нефтедобыча или транспорт нефти, считались самыми секретными. ЦСУ СССР с середины 1960-х гг. не публиковал данные по переработке и производству нефтепродуктов, а показатели по "производительности труда" и инвестициям периодически получали гриф ДСП. Заметно улучшаться ситуация начала лишь во второй половине 1980-х гг., и последующие тридцать лет прошли для отрасли в условиях максимальной открытости данных. С 2014-15 гг. тренд развернулся вспять и в августе 2024 г. мы вернулись на 70 лет назад.
"Островки" открытых данных пока остаются. Минэнерго, заявившее, что статистические данные могут использоваться для "давления на рынок и создания ажиотажа", продолжает отважно публиковать плохо проверенную и неполную информацию по отгрузкам топлива на внутренний рынок. Эта статистика может, скорее, показывать какие проблемы возникают при отказе от взаимодействия с пользователями данных и любых проверок получаемой информации для формального выполнения "плана" (по публикации, не по поставкам). Аналитика по нефтяной отрасли, вероятно, будет все ближе к советологии, превращаясь - за пределами ФОИВ и нескольких де-факто государственных организаций - в обсуждение заявлений и интервью ответственных лиц. Без ажиотажа.
#Нефтепереработка #Статистика #Данные
😢8🤡5👍1
Кофе и бензин
Полное прекращение публикации данных по российской нефтепереработке: лучшие практики Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.…
Следуя лучшим: как в советское время исследователи получали данные и делали выводы
Несмотря на огромную роль, которую нефть играла и играет в российской экономике, исследований по истории нефтяной отрасли не так уж и много. В советское время это были "парадные" юбилейные издания - например, "Нефть СССР" под редакцией министра нефтяной промышленности Василия Динкова. После распада СССР официальную летопись (многотомную сагу "Вагит и его команда") разбавляют региональные истории и кандидатские диссертации по налоговому маневру.
Особняком стоят западные исследователи, многие из которых занимаются изучением российской нефтяной отрасли всю жизнь. Тейн Густавсон, один из наиболее титулованных, начинал в 1970-х гг. как ведущий сотрудник Rand Corp по СССР. А его первая большая монография Crisis Amid Plenty позволяет не только понять, как видел советскую нефтедобычу иностранный наблюдатель, но и как получать данные в условиях ограниченной информации. Так, например, для того, чтобы понимать, сколько нефти добывается в СССР, Густавсон изучал учебники географии, "Учительскую газету" и отраслевые многотиражки. Возможно, современным российским аналитикам не пригодится опыт работы в условиях ограниченного доступа к данным, но - в любом случае - могут быть интересны наблюдения об экономической и кадровой политике. Например, про то, как назначение главного "плановика" Валерия Грайфера в "Главтюменефтегаз" не стабилизировало ситуацию, а приблизило обвал нефтедобычи в Западной Сибири.
#FridayBook #Нефтедобыча #История
Несмотря на огромную роль, которую нефть играла и играет в российской экономике, исследований по истории нефтяной отрасли не так уж и много. В советское время это были "парадные" юбилейные издания - например, "Нефть СССР" под редакцией министра нефтяной промышленности Василия Динкова. После распада СССР официальную летопись (многотомную сагу "Вагит и его команда") разбавляют региональные истории и кандидатские диссертации по налоговому маневру.
Особняком стоят западные исследователи, многие из которых занимаются изучением российской нефтяной отрасли всю жизнь. Тейн Густавсон, один из наиболее титулованных, начинал в 1970-х гг. как ведущий сотрудник Rand Corp по СССР. А его первая большая монография Crisis Amid Plenty позволяет не только понять, как видел советскую нефтедобычу иностранный наблюдатель, но и как получать данные в условиях ограниченной информации. Так, например, для того, чтобы понимать, сколько нефти добывается в СССР, Густавсон изучал учебники географии, "Учительскую газету" и отраслевые многотиражки. Возможно, современным российским аналитикам не пригодится опыт работы в условиях ограниченного доступа к данным, но - в любом случае - могут быть интересны наблюдения об экономической и кадровой политике. Например, про то, как назначение главного "плановика" Валерия Грайфера в "Главтюменефтегаз" не стабилизировало ситуацию, а приблизило обвал нефтедобычи в Западной Сибири.
#FridayBook #Нефтедобыча #История
❤7👍3
Кофе и бензин
Полное прекращение публикации данных по российской нефтепереработке: лучшие практики Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.…
Отраслевые провайдеры данных: новый глянец
Еще одним следствием закрытия данных по российской нефтедобыче и нефтепереработке стало изменение формата регулярных изданий, выпускаемых отраслевыми провайдерами информации. Если раньше "ТЭК России" или "Инфотэк" публиковали данные по объемам переработки нефти, выпуску и отгрузке основных нефтепродуктов и СУГ, то теперь основной акцент делается на интервью, новости и публикации стенограм (!) конференций.
Особенно показателен опыт "Инфотэк" - журнал, который позиционировал себя как одно из старейших изданий, занимающихся аналитическим покрытием отрасли, теперь стал "новым глянцем". В июне после приостановки ЦДУ публикации данных, Наталья Шуляр в своей "колонке главного редактора" писала о планах предоставлять рынку "альтернативные оценки" и сожалела о закрытии данных. Два месяца спустя все иначе - г-жа Шуляр публикует презентацию Игоря Сечина на российско-китайском энергетическом форуме, резолюции совещания комитета ТПП, а еще - интервью директора "Газпромнефть-Битумные материалы" и новости зарубежных рынков. А обещанные "оценки"? Вместо них - анонс конференции НЕФТЕКОКС (именно так, caps lock'ом). В результате отраслевые журналы становятся все больше похожи на глянцевые издания, конкурируя с журналами "Москвичка", "Правила жизни" и т.д.
#Россия #Инфотэк
Еще одним следствием закрытия данных по российской нефтедобыче и нефтепереработке стало изменение формата регулярных изданий, выпускаемых отраслевыми провайдерами информации. Если раньше "ТЭК России" или "Инфотэк" публиковали данные по объемам переработки нефти, выпуску и отгрузке основных нефтепродуктов и СУГ, то теперь основной акцент делается на интервью, новости и публикации стенограм (!) конференций.
Особенно показателен опыт "Инфотэк" - журнал, который позиционировал себя как одно из старейших изданий, занимающихся аналитическим покрытием отрасли, теперь стал "новым глянцем". В июне после приостановки ЦДУ публикации данных, Наталья Шуляр в своей "колонке главного редактора" писала о планах предоставлять рынку "альтернативные оценки" и сожалела о закрытии данных. Два месяца спустя все иначе - г-жа Шуляр публикует презентацию Игоря Сечина на российско-китайском энергетическом форуме, резолюции совещания комитета ТПП, а еще - интервью директора "Газпромнефть-Битумные материалы" и новости зарубежных рынков. А обещанные "оценки"? Вместо них - анонс конференции НЕФТЕКОКС (именно так, caps lock'ом). В результате отраслевые журналы становятся все больше похожи на глянцевые издания, конкурируя с журналами "Москвичка", "Правила жизни" и т.д.
#Россия #Инфотэк
🙊6👍4❤2
Атака украинских БПЛА на Московский НПЗ: ограниченный ущерб?
Этой ночью украинские вооруженные силы предприняли одну из самых массовых атак беспилотными аппаратами российской территории. Минобороны сообщает об уничтожении свыше 150 БПЛА над 15 регионами. Под ударом оказались и объекты критической инфраструктуры, включая Московский НПЗ.
Атаковавший МНПЗ беспилотник был сбит, повредив при падении - по данным мэрии Москвы - "техническое помещение", что привело к пожару на территории завода. Официальные оценки площади пожара достаточно скромные (40 кв. м), хотя очевидцы сообщают о серьезном задымлении в районе завода. О том, что МНПЗ может стать одной из целей для украинской атаки, было, вероятно, известно заранее - 30 августа EADaily сообщал о действующем с 26 августа по 9 сентября "усилении сил МЧС" в районе Капотни.
В последние месяцы Минобороны и российские нефтяники смогли серьезно усилить защиту российских НПЗ, что позволило отражать/сводить атаки украинских БПЛА к минимальному ущербу, без остановки/вывода в ремонт в установок. Лидером по удачно отраженным атакам является Ярославский НПЗ "Славнефти" - с начала года украинские БПЛА как минимум 4 раза пытались нанести по заводу удар, но благодаря работе РЭБ и ПВО заводу удалось избежать серьезного ущерба.
#НПЗ #МНПЗ #Газпромнефть
Этой ночью украинские вооруженные силы предприняли одну из самых массовых атак беспилотными аппаратами российской территории. Минобороны сообщает об уничтожении свыше 150 БПЛА над 15 регионами. Под ударом оказались и объекты критической инфраструктуры, включая Московский НПЗ.
Атаковавший МНПЗ беспилотник был сбит, повредив при падении - по данным мэрии Москвы - "техническое помещение", что привело к пожару на территории завода. Официальные оценки площади пожара достаточно скромные (40 кв. м), хотя очевидцы сообщают о серьезном задымлении в районе завода. О том, что МНПЗ может стать одной из целей для украинской атаки, было, вероятно, известно заранее - 30 августа EADaily сообщал о действующем с 26 августа по 9 сентября "усилении сил МЧС" в районе Капотни.
В последние месяцы Минобороны и российские нефтяники смогли серьезно усилить защиту российских НПЗ, что позволило отражать/сводить атаки украинских БПЛА к минимальному ущербу, без остановки/вывода в ремонт в установок. Лидером по удачно отраженным атакам является Ярославский НПЗ "Славнефти" - с начала года украинские БПЛА как минимум 4 раза пытались нанести по заводу удар, но благодаря работе РЭБ и ПВО заводу удалось избежать серьезного ущерба.
#НПЗ #МНПЗ #Газпромнефть
👍4