Хранение энергии становится самым быстрорастущей отраслью мировой энергетики. Глобальный ввод накопителей энергии – на централизованных электростанциях, в мини-сетях и автономных источниках в жилищном секторе – увеличился за два года в четыре с лишним раза: с 9,5 гигаватта (ГВт) в 2021 г. до 17,6 ГВт в 2022 г. и 41,5 ГВт в 2023 г., согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА),
Драйвером отрасли является удешевление технологий: по оценке МЭА, средняя стоимость накопителей энергии снизилась в 10 раз в период с 2010 по 2023 г. – с $1400 на киловатт-час емкости до менее чем $140 на киловатт-час.
Драйвером отрасли является удешевление технологий: по оценке МЭА, средняя стоимость накопителей энергии снизилась в 10 раз в период с 2010 по 2023 г. – с $1400 на киловатт-час емкости до менее чем $140 на киловатт-час.
Удешевление технологий характерно и для ветроэнергетики. По оценке Международного агентства по ВИЭ (IRENA), среднемировая стоимость ввода наземных ветрогенераторов снизилась на 42% в период с 2010 по 2022 гг. (до $1274 на киловатт мощности), а морских – на 34%, до $3461 на киловатт (все значения приведены в ценах 2022 года).
Одной из причин стало использование ветроустановок высокой мощности: максимальная мощность наземных ветроустановок, доступных для коммерческого использования, выросла с 5 мегаватт (МВт) в 2010 г. до 10 МВт в 2023 г., а морских – с 5 МВт до 18 МВт соответственно, согласно данным Global Wind Energy Council (GWEC).
Одной из причин стало использование ветроустановок высокой мощности: максимальная мощность наземных ветроустановок, доступных для коммерческого использования, выросла с 5 мегаватт (МВт) в 2010 г. до 10 МВт в 2023 г., а морских – с 5 МВт до 18 МВт соответственно, согласно данным Global Wind Energy Council (GWEC).
Ветроустановки высокой мощности используют лопасти большого диаметра, которые позволяют повышать эффективность электрогенерации в маловетреную погоду: предельный диаметр лопастей наземных ветроустановок, использующихся на коммерческой основе, увеличился со 126 метров в 2010 г. до 220 метров в 2023 г., а морских – со 126 до 280 метров соответственно, согласно данным Global Wind Energy Council (GWEC).
Источник данных – Global Wind Report-2024 от GWEC.
Источник данных – Global Wind Report-2024 от GWEC.
Глобальные инвестиции в производство накопителей энергии для электроэнергетики и электротранспорта в 2023 г. достигли в общей сложности $150 млрд, согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА).
Для сравнения: по оценке МЭА, глобальные инвестиции в добычу и переработку нефти в 2022 г. составляли $501 млрд, а в добычу и переработку газа – $260 млрд.
Для сравнения: по оценке МЭА, глобальные инвестиции в добычу и переработку нефти в 2022 г. составляли $501 млрд, а в добычу и переработку газа – $260 млрд.
Минфин c 2024 г. перестал публиковать среднемесячные котировки Urals, однако их можно найти на сайте Минэкономразвития.
На графике – дисконт Urals к Brent в 2022-2024 гг. Достигнув в октябре 2023 г. многомесячного минимума в $9 за баррель, дисконт Urals к Brent увеличился до $14-16 за баррель в I квартале 2024 г. Рост дисконта мог быть связан с усилением санкционного давления в отношении перевозчиков российской нефти.
(Источник данных по Brent – спотовая котировка на условиях FOB, которую можно найти на сайте Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Непосредственно сам график – из квартального отчета Kept по рынку нефти).
На графике – дисконт Urals к Brent в 2022-2024 гг. Достигнув в октябре 2023 г. многомесячного минимума в $9 за баррель, дисконт Urals к Brent увеличился до $14-16 за баррель в I квартале 2024 г. Рост дисконта мог быть связан с усилением санкционного давления в отношении перевозчиков российской нефти.
(Источник данных по Brent – спотовая котировка на условиях FOB, которую можно найти на сайте Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Непосредственно сам график – из квартального отчета Kept по рынку нефти).
Доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в экспорте нефти из России выросла с 52% в 2022 г. до 85% в 2023 г., следует из подсчетов Управления энергетической информации (EIA) на основе данных Vortexa и Global Trade Tracker. Этот показатель включает как морские, так и прямые трубопроводные поставки нефти, включая экспорт по нефтепроводам «Дружба» и «ВСТО», одна из веток которого предназначена для прямых поставок нефти в Китай.
Общий экспорт нефти в 2023 г. составил чуть менее 4,7 млн баррелей в сутки (б/с), из них 47% приходилось на долю Китай (2,2 млн б/с), который в 2023 г. увеличил импорт нефти из России на 24%.* В результате Россия впервые с 2018 г. стала крупнейшим поставщиком нефти в КНР.
Для сравнения: по оценке Energy Institute, экспорт нефти из России в 2022 г. составил 5,3 млн б/с.
Доля Индии в структуре экспорта нефти из России в 2023 г. составила 37%, а доля остальных стран АТР – 1%. Среди всех прочих покупателей российской нефти превалирует Турция (5%); Болгария (2%), временно сохранившая права на морской импорт нефти из РФ; а также страны, импортирующие нефть по южной ветке «Дружбы», поставки по которой не попали под санкции (в отличие от северного участка): Венгрия (2%), Словакия (2%), Чехия (2%).
Доля стран ЕС, «Большой семерки» и Норвегии в структуре сделок по страхованию танкеров на перевозку нефти из РФ снизилась с 76% в 2022 г. до 56% в первой половине 2023 г. При этом в собственности компаний из этих стран находилось лишь 34% танкеров, осуществлявших перевозку российской нефти в первой половине 2023 г. (против 54% в 2022 г.).
*Данные по общему экспорту нефти рассчитаны исходя из доли и объемов поставок в Китай.
Общий экспорт нефти в 2023 г. составил чуть менее 4,7 млн баррелей в сутки (б/с), из них 47% приходилось на долю Китай (2,2 млн б/с), который в 2023 г. увеличил импорт нефти из России на 24%.* В результате Россия впервые с 2018 г. стала крупнейшим поставщиком нефти в КНР.
Для сравнения: по оценке Energy Institute, экспорт нефти из России в 2022 г. составил 5,3 млн б/с.
Доля Индии в структуре экспорта нефти из России в 2023 г. составила 37%, а доля остальных стран АТР – 1%. Среди всех прочих покупателей российской нефти превалирует Турция (5%); Болгария (2%), временно сохранившая права на морской импорт нефти из РФ; а также страны, импортирующие нефть по южной ветке «Дружбы», поставки по которой не попали под санкции (в отличие от северного участка): Венгрия (2%), Словакия (2%), Чехия (2%).
Доля стран ЕС, «Большой семерки» и Норвегии в структуре сделок по страхованию танкеров на перевозку нефти из РФ снизилась с 76% в 2022 г. до 56% в первой половине 2023 г. При этом в собственности компаний из этих стран находилось лишь 34% танкеров, осуществлявших перевозку российской нефти в первой половине 2023 г. (против 54% в 2022 г.).
*Данные по общему экспорту нефти рассчитаны исходя из доли и объемов поставок в Китай.
Глобальная мощность заводов по производству сжиженного природного газа (СПГ) к 2028 г. увеличится на 35%, а в абсолютном выражении – на 167 млн т в год, следует из подсчетов Institute Energy Economics and Financial Analysis. Для сравнения: к февралю 2024 г. глобальный объем СПГ-мощностей составлял 465,8 млн т в год, согласно оценке Global Energy Monitor.
Этот прирост будет обеспечен за счет проектов в пяти странах и регионах:
• США, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 71 млн т в год за счет проектов Plaquemines LNG (18 млн т в год), Golden Pass LNG (16 млн т в год), Rio Grande LNG (15 млн т вгод), Port Arthur LNG (12 млн т в год), а также расширения мощностей проекта Corpus Christi LNG (10 млн т в год);
• Катар, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 48 млн т в год за счет ввода новых технологических линий на базе месторождения Северное (Южный Парс); при этом к 2030 г. ввод дополнительных очередей увеличит объем катарских мощностей еще на 16 млн т в год;
• Канада, где до 2026 г. должны быть введены в строй мощности проекта LNG Canada на 14 млн т в год;
• Африка, где идет строительство либо принято окончательное инвестрешение по пяти проектам общей мощностью почти в 14 млн т в год;
• Россия, где реализация проекта «Арктик СПГ-2» может «дать» рынку почти 20 млн т в год: аналитики Energy Economics and Financial Analysis отнесли сюда и первую очередь «Арктик СПГ-2», которая в этом году фактически была введена в строй.
С учетом санкций, включение в этот список «Арктик СПГ-2» выглядит спорным, однако до 2028 г. может измениться еще очень многое, особенно с учетом характерного для переломных эпох ускорения «исторического времени», когда за месяц событий набирается больше, чем за целое десятилетие.
Однако даже без учета «Арктик СПГ-2» мировой рынок может получить серьезный прирост предложения, который будет играть на стабилизацию цен.
Этот прирост будет обеспечен за счет проектов в пяти странах и регионах:
• США, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 71 млн т в год за счет проектов Plaquemines LNG (18 млн т в год), Golden Pass LNG (16 млн т в год), Rio Grande LNG (15 млн т вгод), Port Arthur LNG (12 млн т в год), а также расширения мощностей проекта Corpus Christi LNG (10 млн т в год);
• Катар, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 48 млн т в год за счет ввода новых технологических линий на базе месторождения Северное (Южный Парс); при этом к 2030 г. ввод дополнительных очередей увеличит объем катарских мощностей еще на 16 млн т в год;
• Канада, где до 2026 г. должны быть введены в строй мощности проекта LNG Canada на 14 млн т в год;
• Африка, где идет строительство либо принято окончательное инвестрешение по пяти проектам общей мощностью почти в 14 млн т в год;
• Россия, где реализация проекта «Арктик СПГ-2» может «дать» рынку почти 20 млн т в год: аналитики Energy Economics and Financial Analysis отнесли сюда и первую очередь «Арктик СПГ-2», которая в этом году фактически была введена в строй.
С учетом санкций, включение в этот список «Арктик СПГ-2» выглядит спорным, однако до 2028 г. может измениться еще очень многое, особенно с учетом характерного для переломных эпох ускорения «исторического времени», когда за месяц событий набирается больше, чем за целое десятилетие.
Однако даже без учета «Арктик СПГ-2» мировой рынок может получить серьезный прирост предложения, который будет играть на стабилизацию цен.
«Газпром» по итогам 2023 г. получил чистый убыток в 629,1 млрд руб. (без учета неконтролируемой доли участия), следует из данных отчетности по МСФО. Для сравнения: в 2023 г. чистая прибыль компании достигла 1,23 трлн руб.
Ключевую роль сыграло более чем двукратное сокращение выручки от экспорта газа – до 3,08 трлн руб. в 2023 г. против 6,48 трлн руб. в 2022 г. Сказалось сокращение экспорта «Газпрома» в ЕС на 56% – с 66,6 млрд куб. м в 2022 г. до 29,3 млрд куб. м в 2023 г. (с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию), согласно данным ENTSOG. Наращивание экспорта газа в Китай – с 16 млрд куб. м в 2022 г. до 22,5 млрд куб. м в 2023 г., согласно данным вторичных источников – не смогло компенсировать выпадение экспорта в европейском направлении.
Свою роль сыграло падение цен, которое учитывается в контрактах «Газпрома»: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1444 за тыс. куб. м в 2022 г.).
Компании несильно помогло сокращение операционных расходов (на 723 млрд руб. в 2023 г.), которое было связано, в основном, с сокращением закупок газа и нефти (на 787 млрд руб.). В свою очередь, капзатраты выросли на 277 млрд руб. (до 3,12 трлн руб.).
В целом, отчетность «Газпрома» демонстрирует, насколько важную роль для рентабельности компании играли поставки на европейский рынок газа. Сокращение экспорта в ЕС наряду с падением цен привело к сокращению выручки, в результате чего «Газпром» закончил 2023 г. с чистым убытком в более чем 600 млрд руб.
Выход из кризиса лежит в наращивании поставок «Газпрома» в Европу, объем которых, даже несмотря на небольшой прирост по итогам I квартале 2024 г, в четыре с лишним раза уступает объему поставок в IV квартале 2021 г. В долгосрочной же перспективе нужна демонополизация «Газпрома», которая позволит снизить издержки и сделает отрасль рентабельной даже с учетом рисков долговременной стагнации на европейском рынке.
(На скрине – данные по выручке «Газпрома» от экспорта газа, нефти и электроэнергии)
Ключевую роль сыграло более чем двукратное сокращение выручки от экспорта газа – до 3,08 трлн руб. в 2023 г. против 6,48 трлн руб. в 2022 г. Сказалось сокращение экспорта «Газпрома» в ЕС на 56% – с 66,6 млрд куб. м в 2022 г. до 29,3 млрд куб. м в 2023 г. (с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию), согласно данным ENTSOG. Наращивание экспорта газа в Китай – с 16 млрд куб. м в 2022 г. до 22,5 млрд куб. м в 2023 г., согласно данным вторичных источников – не смогло компенсировать выпадение экспорта в европейском направлении.
Свою роль сыграло падение цен, которое учитывается в контрактах «Газпрома»: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1444 за тыс. куб. м в 2022 г.).
Компании несильно помогло сокращение операционных расходов (на 723 млрд руб. в 2023 г.), которое было связано, в основном, с сокращением закупок газа и нефти (на 787 млрд руб.). В свою очередь, капзатраты выросли на 277 млрд руб. (до 3,12 трлн руб.).
В целом, отчетность «Газпрома» демонстрирует, насколько важную роль для рентабельности компании играли поставки на европейский рынок газа. Сокращение экспорта в ЕС наряду с падением цен привело к сокращению выручки, в результате чего «Газпром» закончил 2023 г. с чистым убытком в более чем 600 млрд руб.
Выход из кризиса лежит в наращивании поставок «Газпрома» в Европу, объем которых, даже несмотря на небольшой прирост по итогам I квартале 2024 г, в четыре с лишним раза уступает объему поставок в IV квартале 2021 г. В долгосрочной же перспективе нужна демонополизация «Газпрома», которая позволит снизить издержки и сделает отрасль рентабельной даже с учетом рисков долговременной стагнации на европейском рынке.
(На скрине – данные по выручке «Газпрома» от экспорта газа, нефти и электроэнергии)
Регуляторы вряд ли смогут сильно повлиять на производство топлива на НПЗ. Динамика выпуска бензина и дизеля будет зависеть от уровня безопасности инфраструктуры, а также совместимости китайского оборудования с нефтеперерабатывающими установками, которые ввозились в Россию до санкций 2022 г.
В силах регуляторов – лишь сокращение топливных акцизов, которое бы позволило снизить издержки НПЗ, но с этим вряд ли согласится Минфин.
Мой комментарий для "Ведомостей"
В силах регуляторов – лишь сокращение топливных акцизов, которое бы позволило снизить издержки НПЗ, но с этим вряд ли согласится Минфин.
Мой комментарий для "Ведомостей"
Ведомости
Что может сделать Минэнерго для роста предложения моторного топлива
Для этого можно дать налоговые льготы и поднять импорт из Белоруссии
Средняя цена нефти Brent по итогам апреля 2024 г. выросла четвертый месяц подряд, достигнув $90,1 за баррель. В последний раз более высокий среднемесячный уровень был зафиксирован в октябре 2023 г. ($91,1 за баррель).
Ключевую роль играет временный дефицит, который образовался из-за сокращения квот ОПЕК+. Если в IV квартале 2023 г. предложение на рынке нефти превышало спрос на 400 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2024 г. уже спрос превышал предложение на 250 тыс. б/с, при этом во II квартале 2024 г. дефицит увеличится до 940 тыс. б/с, согласно прогнозу Минэнерго США.
Ключевую роль играет временный дефицит, который образовался из-за сокращения квот ОПЕК+. Если в IV квартале 2023 г. предложение на рынке нефти превышало спрос на 400 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2024 г. уже спрос превышал предложение на 250 тыс. б/с, при этом во II квартале 2024 г. дефицит увеличится до 940 тыс. б/с, согласно прогнозу Минэнерго США.
График, отражающий географию экспорта дизельного топлива из России в 2022-2023 гг.
По данным Vortexa, сокращение морских поставок в Европу было практически полностью компенсировано за счет экспорта в Бразилию, где высокий спрос на дизель во многом связан со сравнительно высокой ролью сельхозсектора, а также в Турцию и страны Африки, которые используют российское топливо, в том числе, для реэкспорта в на европейский рынок.
Источник – страновой обзор по России от Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США.
По данным Vortexa, сокращение морских поставок в Европу было практически полностью компенсировано за счет экспорта в Бразилию, где высокий спрос на дизель во многом связан со сравнительно высокой ролью сельхозсектора, а также в Турцию и страны Африки, которые используют российское топливо, в том числе, для реэкспорта в на европейский рынок.
Источник – страновой обзор по России от Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США.
Несмотря на небольшой прирост, цены на уголь остаются существенно ниже уровней пика энергетического кризиса: средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, крупнейшем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в апреле 2024 г. была на 31% ниже, чем в апреле 2023 г. и на 57%, чем в апреле 2022 г. ($135 VS $194 VS $311 за тонну).
Для цен на условиях FOB Ричардс-Бэй (ЮАР) эта разница составила 22% и 65% соответственно ($105 VS $134 VS $302 за тонну).
Для цен на условиях FOB Ричардс-Бэй (ЮАР) эта разница составила 22% и 65% соответственно ($105 VS $134 VS $302 за тонну).
Выплаты нефтяникам по демпферу в апреле 2024 г. достигли 187,2 млрд руб., максимальной месячной величины с начала нынешнего года, следует из данных Минфина.
Субсидии должны поддержать НПЗ в условиях вынужденного сокращения выпуска нефтепродуктов: по данным Росстата, среднесуточное производство автобензина в период с 15 по 21 апреля 2024 г. сократилось на 14% (до 112 тыс. т в сутки) в сравнении с пиковым значением 19-25 февраля 2024 г., а производство дизеля – на 8% (до 229 тыс. т в сутки).
Устойчивый рост выпуска нефтепродуктов будет невозможно обеспечить без полной безопасности инфраструктуры НПЗ, а также снятия ограничений на поставку оборудования из Европы, США и Японии, которые до 2022 г. были основными технологическими партнерами российской нефтепереработки.
Субсидии должны поддержать НПЗ в условиях вынужденного сокращения выпуска нефтепродуктов: по данным Росстата, среднесуточное производство автобензина в период с 15 по 21 апреля 2024 г. сократилось на 14% (до 112 тыс. т в сутки) в сравнении с пиковым значением 19-25 февраля 2024 г., а производство дизеля – на 8% (до 229 тыс. т в сутки).
Устойчивый рост выпуска нефтепродуктов будет невозможно обеспечить без полной безопасности инфраструктуры НПЗ, а также снятия ограничений на поставку оборудования из Европы, США и Японии, которые до 2022 г. были основными технологическими партнерами российской нефтепереработки.
Экспорт «Газпрома» в страны ЕС, включая транзитные поставки в Сербию и Северную Македонию, в апреле 2024 г. достиг 92 млн кубических метров газа в сутки – это почти на 25% выше уровня апреля 2023 г. (75 млн куб. м/сут.), но все равно существенно ниже «докризисного» уровня (366 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г., согласно данным ENTSOG).
Для «выползания» из финансовой ямы, в которой оказался «Газпром» по итогам 2023 г. (получив «чистый» убыток по МСФО в 629 млрд руб.), «Газпрому» нужно наращивать поставки в Европу, особенно с учетом падения цен, которое может стать долговременным: в апреле 2024 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF была на 33% ниже, чем в апреле 2023 г., и на 72%, чем в апреле 2022 г. ($325 VS $484 VS $1153 за тыс. куб. м).
Для «выползания» из финансовой ямы, в которой оказался «Газпром» по итогам 2023 г. (получив «чистый» убыток по МСФО в 629 млрд руб.), «Газпрому» нужно наращивать поставки в Европу, особенно с учетом падения цен, которое может стать долговременным: в апреле 2024 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF была на 33% ниже, чем в апреле 2023 г., и на 72%, чем в апреле 2022 г. ($325 VS $484 VS $1153 за тыс. куб. м).
В Канаде завершилась модернизация нефтепровода TMPL (Trans Mountain Pipeline), в результате которой его проектная мощность увеличилась с 300 тыс. до 890 тыс. баррелей в сутки (б/с). Для сравнения: экспорт нефти из Канады в 2022 г. достиг 4,0 млн б/с, из них 3,8 млн б/с приходилось на долю США.
Нефтепровод расширит географию поставок нефти из провинции Альберта, крупнейшего региона добычи в Канаде, а также сократит дисконт канадских сортов нефти к мировым бенчмаркам. По оценке S&P Global Platts, дисконт сорта Western Canadian Select к сорту WTI в ноябре 2023 г. составлял $25,4 за баррель, а в апреле 2024 г. – $12,7 за баррель.
Расширение географии экспорта приведет к росту конкуренции среди производителей нефти с высоким содержанием серы: по оценке S&P Global Platts, сорт Western Canadian Select по содержанию серы (3,6%) и плотности (21,8 API) близок к иракскому Basrah Medium (3%; 27,9 API), саудовскому Arab Heavy (2,75%; 27,8 API) и венесуэльскому Merey 16 (3,4%; 16 API).
Для сравнения: содержание серы в североморском сорте Brent составляет 0,4%, а плотность – 37,5 API (чем ниже плотность, тем выше число API).
Нефтепровод расширит географию поставок нефти из провинции Альберта, крупнейшего региона добычи в Канаде, а также сократит дисконт канадских сортов нефти к мировым бенчмаркам. По оценке S&P Global Platts, дисконт сорта Western Canadian Select к сорту WTI в ноябре 2023 г. составлял $25,4 за баррель, а в апреле 2024 г. – $12,7 за баррель.
Расширение географии экспорта приведет к росту конкуренции среди производителей нефти с высоким содержанием серы: по оценке S&P Global Platts, сорт Western Canadian Select по содержанию серы (3,6%) и плотности (21,8 API) близок к иракскому Basrah Medium (3%; 27,9 API), саудовскому Arab Heavy (2,75%; 27,8 API) и венесуэльскому Merey 16 (3,4%; 16 API).
Для сравнения: содержание серы в североморском сорте Brent составляет 0,4%, а плотность – 37,5 API (чем ниже плотность, тем выше число API).
Среднесуточное производство автомобильного бензина и дизельного топлива в России на неделе с 22 по 28 апреля 2024 г. выросло на 4% в сравнении с предшествующей неделей – до 117 тыс. тонн в сутки и 237 тыс. тонн в сутки соответственно, следует из данных Росстата.
В сравнении с последним по времени максимумом, зафиксированным на неделе с 19 по 25 февраля 2024 г., когда производство автобензина и дизеля достигло 129 тыс. тонн в сутки и 249 тыс. тонн в сутки соответственно, выпуск автобензина сократился на 10%, а выпуск дизельного топлива – на 5%.
Для сравнения: по данным ЦДУ ТЭК, в «докризисном» 2021 г. внутренний спрос на автобензин составил 100 тыс. тонн в сутки, а на дизель – 108 тыс. тонн в сутки. Поэтому риски дефицита характерны, в первую очередь, для рынка автобензина.
На рынке дизеля ключевым является риск ценового ралли в сезонные пики спроса, особенно в мелкооптовом сегменте, как это было в августе-сентябре 2023 г., когда сельхозпроизводителям приходилось закупать дизель по цене в 100 тыс. руб. за тонну, в то время как на бирже цена лишь ненамного превосходила 75 тыс. руб. за тонну.
В сравнении с последним по времени максимумом, зафиксированным на неделе с 19 по 25 февраля 2024 г., когда производство автобензина и дизеля достигло 129 тыс. тонн в сутки и 249 тыс. тонн в сутки соответственно, выпуск автобензина сократился на 10%, а выпуск дизельного топлива – на 5%.
Для сравнения: по данным ЦДУ ТЭК, в «докризисном» 2021 г. внутренний спрос на автобензин составил 100 тыс. тонн в сутки, а на дизель – 108 тыс. тонн в сутки. Поэтому риски дефицита характерны, в первую очередь, для рынка автобензина.
На рынке дизеля ключевым является риск ценового ралли в сезонные пики спроса, особенно в мелкооптовом сегменте, как это было в августе-сентябре 2023 г., когда сельхозпроизводителям приходилось закупать дизель по цене в 100 тыс. руб. за тонну, в то время как на бирже цена лишь ненамного превосходила 75 тыс. руб. за тонну.
Апрельское сокращение нефтегазовых доходов бюджета – на 78,5 млрд руб. в сравнении с мартом 2024 г. – связано, в основном, со снижением поступлений по НДД (на 135 млрд руб.), а также увеличением выплат по демпферу (на 22,8 млрд руб.), что не удалось полностью компенсировать увеличением поступлений по НДПИ на нефть (на 77,2 млрд руб.) и газовый конденсат (на 5,8 млрд руб., без учета всех прочих налогов).
Впрочем, поступления по НДД корректнее сравнивать «год к году», а не «месяц к месяцу», с поправкой на изменение доли НДД в структуре налогооблагаемой добычи (эта доля достигла 52% против 9% в 2019 г., как отмечал вице-премьер Александр Новак в статье для журнала «Энергетическая политика»).
В целом, ситуацию с нефтегазовыми доходами бюджета не стоит драматизировать: по итогам первых четырех месяцев 2024 г. их объем превысил уровень января-апреля 2023 г. более чем на 80% (на 1,87 трлн руб.). Ключевым риском являются не краткосрочные изменение объема нефтегазовых доходов, а «отложенный» эффект санкций, который приводит к долгосрочным потерям отрасли, в том числе сокращению доступа к технологиям для глубоководной и арктической добычи нефти и освоения трудноизвлекаемых запасов. Наряду с ростом добычи нефти вне стран ОПЕК+, это грозит сокращением доли России на мировом рынке, а также потерями российских компаний и федерального бюджета.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
Впрочем, поступления по НДД корректнее сравнивать «год к году», а не «месяц к месяцу», с поправкой на изменение доли НДД в структуре налогооблагаемой добычи (эта доля достигла 52% против 9% в 2019 г., как отмечал вице-премьер Александр Новак в статье для журнала «Энергетическая политика»).
В целом, ситуацию с нефтегазовыми доходами бюджета не стоит драматизировать: по итогам первых четырех месяцев 2024 г. их объем превысил уровень января-апреля 2023 г. более чем на 80% (на 1,87 трлн руб.). Ключевым риском являются не краткосрочные изменение объема нефтегазовых доходов, а «отложенный» эффект санкций, который приводит к долгосрочным потерям отрасли, в том числе сокращению доступа к технологиям для глубоководной и арктической добычи нефти и освоения трудноизвлекаемых запасов. Наряду с ростом добычи нефти вне стран ОПЕК+, это грозит сокращением доли России на мировом рынке, а также потерями российских компаний и федерального бюджета.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
Ведомости
Как отразится на курсе рубля повышение продаж валюты в мае в 10 раз
В этом месяце Минфин ожидает дополнительных нефтегазовых доходов
Доля нефтегазовых доходов в структуре федерального бюджета снизилась с 46% в 2018 г. до 30% в 2023 г., следует из данных Минфина. Среди причин – не только повышение базовой ставки НДС (с 18% до 20%) в 2019 г. и введение так называемого «налога на сверхприбыль», но и:
• Последствия сделки ОПЕК+ и санкций, которые привели к сокращению экспорта и добычи нефти: по оценке Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти и газового конденсата в России в 2023 г. снизилась на 5% в сравнении с уровнем 2018 г. – с 11,38 млн до 10,76 млн баррелей в сутки (б/с).
• Кратное сокращение экспорта «Газпрома» в страны ЕС – с 366 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 101 млн куб. м/сут. в IV квартале 2023 г., с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию, согласно данным ENTSOG.
• Рост дисконта Urals к Brent, который подтолкнул Минфин к использованию при расчете налогов фиксированного дисконта, размер которого ($20 за баррель в конце 2023 г.) существенно превышает «докризисный» рыночный уровень в $1-2 за баррель.
(Данные за 2020 г. не очень релевантны из-за пандемии COVID-19)
• Последствия сделки ОПЕК+ и санкций, которые привели к сокращению экспорта и добычи нефти: по оценке Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти и газового конденсата в России в 2023 г. снизилась на 5% в сравнении с уровнем 2018 г. – с 11,38 млн до 10,76 млн баррелей в сутки (б/с).
• Кратное сокращение экспорта «Газпрома» в страны ЕС – с 366 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 101 млн куб. м/сут. в IV квартале 2023 г., с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию, согласно данным ENTSOG.
• Рост дисконта Urals к Brent, который подтолкнул Минфин к использованию при расчете налогов фиксированного дисконта, размер которого ($20 за баррель в конце 2023 г.) существенно превышает «докризисный» рыночный уровень в $1-2 за баррель.
(Данные за 2020 г. не очень релевантны из-за пандемии COVID-19)