Россия сокращает добычу нефти пятый месяц подряд: если в декабре 2023 г. добыча нефти в РФ – без учета газового конденсата и прочих жидких углеводородов – составляла 9,53 млн баррелей в сутки (б/с), то в мае 2024 г. – 9,20 млн б/с, следует из данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США.

По оценке EIA, в январе 2024 г. добыча нефти в РФ снизилась на 30 тыс. б/с, в феврале – на 70 тыс. б/с, в марте – на 30 тыс. б/с, а в апреле и мае 2024 г. – в общей сложности на 200 тыс. б/с (без учета газового конденсата и прочих жидких углеводородов).

Более низкий – чем в мае 2024 г. – уровень предложения в последний раз фиксировался в апреле 2022 г., когда добыча нефти в РФ составила 9,16 млн б/с, в том числе из-за добровольного отказа ряда зарубежных покупателей от импорта нефти из РФ.

США внесли в SDN-лист самый перспективный угольный проект России

Офис по контролю за иностранными активами (OFAC) Минфина США внес в SDN-лист (SPECIALLY DESIGNATED NATIONALS) компании, которые участвуют в проекте освоения Эльгинского месторождения коксующегося угля Якутии – самого перспективного угольного проекта России. Отнести к таковым его позволяет близость к рынкам Восточной и Южной Азии, а также высокое качество добываемого сырья (в том числе низкое содержание серы).

Если спрос на энергетический уголь в ближайшие годы будет находиться под серьезным давлением из-за конкуренции с низкоуглеродной энергетикой, то спрос на коксующийся уголь будет более стабильным, в том числе благодаря урбанизации в Индии, которая пока что сильно отстает от Китая по доле городского населения (36% против 64% в 2022 г.): сокращение этого разрыва приведет к росту спроса на сталь в строительстве, автомобилестроении и железнодорожном транспорте и, как следствие, к росту спроса на коксующийся уголь для выплавки сырья.

Общая добыча угля на Эльгинском месторождении в 2023 г. составила 21,4 млн т, из них 18,1 млн т приходилось на коксующийся уголь, согласно данным ЦДУ ТЭК. Проектная мощность Эльгинского месторождения составляет 50 млн т в год: на этот уровень добыча выйдет после завершения строительства частной ж/д ветки «Эльга-Чумикан», которая позволит транспортировать уголь с Эльгинского месторождения к побережью Охотского моря для дальнейшей отгрузки на танкеры. Ввод ж/д ветки, который должен произойти не позже 2025 г., обеспечит независимость проекта от дефицитных ж/д-мощностей Восточного полигона.

Помимо ж/д ветки, проект предполагает строительств обогатительных фабрик, которые будут использоваться для извлечения примесей из угля перед отправкой на экспорт.

Под санкции OFAC попали: ООО «Эльгауголь»; ООО «УК «Эльга» ООО «Эльга дорога»; ООО «Эльга Инжиниринг»; ООО «Эльга Фабрики»; ООО «Эльга Магистраль»; ООО «Эльга Майнинг»; ООО «Эльга Марин»; ООО «Эльга строй»; ООО «Эльга строй майнинг сервис»; ООО «Эльга Транс»; ООО «Порт Эльга».

США ввели новые санкции в отношении СПГ-отрасли

Офис по контролю за иностранными активами (OFAC) Минфина США внес в SDN-лист СПГ-танкеры, строительство которых шло, идет либо запланировано на дальневосточной верфи «Звезда». Речь идет о танкере-газовозе ледового класса «Алексей Косыгин», строительство которого было завершено в 2023 г.; а также танкерах «Петр Столыпин» и «Сергей Витте», которые находятся на ранних стадиях сооружения.

Все три упомянутых танкера должны были принимать участие в проекте «Арктик СПГ-2» мощностью 19,8 млн т в год, который должен был стать крупнейшим СПГ-проектом в России. Крупнейшим проектом на сегодняшний день остается «Ямал СПГ», общая мощность четырех линий очередей которого составляет чуть менее 17,5 млн т в год.

В SDN-лист также были включены:

◼️ Четыре СПГ-танкера танкера, которым пока не было присвоено именного названия;

◼️«Арктик СПГ-1» и «Арктик СПГ-3» – дочерние общества «Новатэка», которым принадлежат лицензии на ряд нефтегазодобывающих участков Обской губы – крупнейшего залива Карского моря;

◼️ ООО «Мурманск СПГ» – еще одно дочернее общество «Новатэка», которое было учреждено в конце 2023 г. для реализации СПГ-проекта мощностью чуть более 20 млн т в год.

Включение этих активов в SDN-лист лишний раз доказывает технологическую уязвимость российской СПГ-отрасли: вне зависимости от судьбы «Арктик СПГ-2», реализация последующих крупнотоннажных СПГ-проектов в России невозможна при действующем санкционном фоне.

Кто еще попал в SDN-лист?

Помимо «дочек» «Новатэка», СПГ-танкеров судоверфи «Звезда» и структур Эльгинского угольного проекта, под новые санкции Минфина США попали:

◼️ЗАО «Мекаминефть» – нефтесервисная компания, которая одновременно является производителем оборудования для нефтедобычи;

◼️ООО «Газпром инвест» – единый технический заказчик для реализации инвестпроектов «Газпрома», в том числе в сфере геологоразведки и строительства объектов добычи, транспортировки, переработки и хранения газа;

◼️ООО «Газпроммаш» – производитель оборудования для доставки газа от магистрального газопровода до конечных потребителей;

◼️Угольная компания «Коулстар» (ООО «Коулстар») и ее активы: Бейский и Майрыхский угольные разрезы в Хакасии; разрез «Богатырь» (Новосибирская область); ООО «Морской терминал Коулстар»; ООО «Коулстар Транс»;

◼️ООО «Нефтяной терминал «Белокаменка» – компания-оператор одноименного комплекса для перегрузки нефти и нефтепродуктов в акватории Кольского залива.

🦢Пять птенцов появились на свет у чёрных лебедей из Московского зоопарка

👆Это был знак. Гарантия – 146%.

Завершая тему санкций

В SDN-лист Минфина США также вошло АО «РусГазДобыча» – партнер «Газпрома» по СП «РусХимАльянс», которое является оператором проекта по строительству комплекса по переработке этансодержащего газа и производству сжиженного природного газа (СПГ) в Ленинградской области.

Судьба этого проекта была ясна еще в 2022 г., когда под санкции попали поставки оборудования для производства СПГ в РФ. У России нет собственных технологий для крупнотоннажного производства СПГ, которые бы достигли стадии коммерциализации. При этом на простроенных в 2010-е и начале 2020-х гг. российских нефтегазохимических предприятиях использовались технологии западных лицензиаров, в том числе Linde, Ineos и LyondellBasell.

В целом, ключевым последствий «жестких» санкций, которые начали приниматься в 2022 г., станет инвестиционная пауза в российской газовой отрасли. Потеря доступа к западным технологиям делает невозможной реализацию крупнотоннажных проектов по производству СПГ и при этом серьезно осложняет ввод новых мощностей в газохимии.

В свою очередь, резкое снижение поставок газа в Европу лишает «Газпром» значительной части финансовой выручки, которую бы компания могла направить на строительство новых экспортных трубопроводов. Как следствие, в газовой отрасли в ближайшие годы не стоит ждать новых крупных инфраструктурных проектов.

Фарид Хусаинов написал отличный пост о том, почему стоит с осторожностью относиться к такому показателю, как доля той или иной отрасли в структуре ВВП, при решении, оказывать ли участникам этой отрасли поддержку.

Фарид иллюстрирует этот тезис на примере транспорта, однако схожая логика применима и к энергетике: важно не то, какую долю занимает та или иная отрасль в структуре российского или мирового энергобаланса, а то, насколько она рентабельна и может ли она генерировать новые цепочки добавленной стоимости.

Простой пример – угольная отрасль: доля угля в мировом энергобалансе в 2022 г. составляла 27% – чуть ниже, чем у нефти (32%), но выше, чем у газа (23%), ВИЭ (14%) и атомной энергии (4%), согласно последней доступной оценке Energy Institute. Однако глобальный угольный спрос в ближайшие годы будет находиться под серьезным давлением, в том числе из-за закрытия угольных ТЭС в странах ОЭСР; распространения «безугольных» технологий производства стали; и развития низкоуглеродной энергетики в Китае (мировом лидере по вводу ветровых и солнечных генераторов) и Индии, планирующей к 2030 г. утроить установленную мощность ВИЭ и атомных реакторов.

Что не менее важно, рыночный потенциал переработки угля остается достаточно скромным: углехимия становится всё более токсичной для инвесторов из-за распространения ESG, поэтому география ее развития ограничена, в основном, Китаем, где проекты в области газификации угля и получения олефинов (сырья для нефтехимии) из угля во многом увязаны с дефицитом углеводородов на внутреннем рынке.

Ровно обратный пример – ВИЭ: производители солнечных панелей создают большой спрос на серебро, кремний и медь, а производители ветрогенераторов – на сталь, пластик и, в некоторых случаях, продукты деревообработки. Масштабный ввод ВИЭ привел к росту нагрузки на сеть и необходимости модернизации сетевой инфраструктуры: по данным Международного энергетического агентства (МЭА), глобальные инвестиции в строительство ЛЭП в период с 2019 по 2023 гг. выросли чуть более чем на 20% (с $310 млрд до $344 млрд в ценах 2023 г.), что сыграло на руку производителям меди.

В свою очередь, ввод ВИЭ породил мощный спрос на использование систем хранения энергии, хеджирующих риски энергоснабжения в часы безветренной и пасмурной погоды. Результатом стало фактическое появление – на коммерческом уровне – новой отрасли: хранения энергии: по данным МЭА, глобальные инвестиции в строительство накопителей энергии выросли с $5 млрд в 2019 г. до $41 млрд в 2023 г. (в ценах 2023 г.).

В целом, ВИЭ задают инвестиционные и технологические тренды: объем инвестиций в ВИЭ в период с 2015 по 2023 гг. увеличился с $343 млрд до $735 млрд (в ценах 2023 г.), а их доля в структуре капиталовложений в мировую энергетику – с 14% до 25%. Хотя, с формальной точки зрения, уголь всё это время существенно опережал ВИЭ по доле в мировом энергобалансе.

Риска дефицита дизельного топлива (ДТ) на внутреннем рынке нет, поскольку текущий объем предложения существенно перекрывает потребности внутреннего рынка. По данным ЦДУ ТЭК, в первом квартале 2024 г. поставки российских компаний на внутренний рынок составили 149 тыс. тонн в сутки, а на экспорт – 91 тыс. тонн в сутки. Для сравнения: объем выпуска ДТ в России на неделе с 13 по 19 мая 2024 г. составил 223 тыс. тонн в сутки, согласно последним доступным данным Росстата.

Угроза запрета экспорта ДТ вызвана ростом цен, динамика которых опережает инфляцию. По данным Росстата, годовой прирост цен на автомобильный бензин по итогам апреля 2024 г. достиг 8,5%, а на ДТ – 11,3%, тогда как инфляция составила 7,8%. Когда нефтяники нарушают негласное обязательство по удержанию цен в границах инфляции, регуляторы всегда достают «дубину», будь то запрет на экспорт или отмена демпфера.

При этом в первую очередь страдают посредники, в том числе трейдеры, которые бы в реальности могли бы сыграть важную роль в снижении мелкооптовых цен: для этого нужно резко повысить нормативы биржевых продаж, сделав биржевые закупки топлива более доступными для посредников, которые бы могли поставлять ДТ промышленным и сельхозпотребителям по более низким, нежели в конкретном регионе, ценам.

Полная версия моего комментария для «Ведомостей»

📌Тред дня EMCR News: Последствия SDN-санкций для угольной и СПГ отраслей

В новый пакет блокирующих санкций США также вошли компании угольной и СПГ отраслей. Кирилл Родионов @kirillrodionov считает, что ключевым последствием «жестких» санкций станет инвестиционная пауза в российской газовой отрасли. Потеря доступа к западным технологиям делает невозможной реализацию крупнотоннажных проектов по производству СПГ и при этом серьезно осложняет ввод новых мощностей в газохимии.
https://emcr.io/news/t/sdn-coal-and-gas

📌А что в моменте происходит с брокерами и банками на фоне санкций в отношении Мосбиржи, НРД и НКЦ смотрите в этой подборке, которая постоянно обновляется.

📩Жмите сюда, чтобы получать главную аналитику дня с доставкой прямо в ваш телеграм.

Доля спотовых и краткосрочных контрактов – со сроком 4 года и менее – в международной торговле СПГ в 2023 г. достигла 39%, следует из данных Международной группы импортеров сжиженного природного газа (GIIGNL).

Для сравнения: в 2010 г. эта доля составляла менее 20%.

График – из последнего доклада по рынку СПГ от GIIGNL.

Выручка от экспорта товаров из России по итогам первых пяти месяцев 2024 г. снизилась на 2,6% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до $169,5 млрд), следует из обновленных данных ЦБ по платежному балансу России.

Данные ЦБ являются косвенным индикатором финансового положения российских экспортеров нефти, нефтепродуктов, газа и угля. Нынешний год, де-факто, закрепил тренд на охлаждение сырьевых рынков, наметившийся еще в 2023 г.:

◼️Средняя цена газа на крупнейшей в Европе хабе TTF по итогам первых пяти месяцев 2024 г. снизилась 39% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до $326 за тыс. куб. м);

◼️Средняя цена энергетического угля в астралийском Ньюкасле, ведущем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), снизилась за тот же период на 38% (до $132 за тонну).

Исключением на этом фоне является цена на нефть: средняя цена Brent по итогам первых пяти месяцев 2024 г. выросла на 4% (до $84,3 за баррель), однако здесь сказывается эффект ужесточения квот ОПЕК+ с начала нынешнего года. По оценке Минэнерго США, профицит нефтедобывающих мощностей в ближневосточных странах ОПЕК по итогам мая 2024 г. достиг 4,3 млн баррелей в сутки (б/с), что сопоставимо с объемом нефтедобычи в Ираке, втором по величине производителе нефти на Ближнем Востоке.

Страны ОПЕК+ в мае 2024 г. снизили добычу нефти, газового конденсата и прочих жидких углеводородов на 310 тыс. баррелей в сутки (б/с), до 40,37 млн б/с, следует из данных Управления энергетической информации (EIA). Ключевую роль сыграло сокращение добычи в Саудовской Аравии и России – на 150 тыс. б/с (до 10,72 млн б/с) и 100 тыс. б/с (до 10,41 млн б/с) соответственно.

Доля ОПЕК+ в структуре глобального предложения снизилась с 39,8% в апреле 2024 г. до 39,5% в мае 2024 г. Для сравнения: в апреле 2020 г., когда старая сделка ОПЕК+ уже развалилась, а новая – еще не вступила в силу, доля ОПЕК+ в структуре глобального предложения нефти, газа и прочих жидких углеводородов составляла 47,0%.

Данные по добыче не включают Анголу, объявившую о выходе из ОПЕК в конце 2023 г., и Мексику, которая вскоре после подписания «второй» сделки перестала участвовать в распределении квот.

«Остужение» сырьевых рынков привело к выравниванию цен на уголь и природный газ в США. Если средняя цена угля для электростанций в США в мае 2024 г. составляла $2,51 за млн британских тепловых единиц, то цена природного газа на Henry Hub, крупнейшем газовом хабе США, – $2,12 за млн БТЕ, согласно данным Управления энергетической информации (EIA).

Резкий рост доступности сырья, произошедший в результате сланцевой революции, стал ключевым фактором перехода с угля на газ в электроэнергетике США в 2000-е и 2010-е гг. Добыча природного газа в США в период с 2000 по 2023 гг. увеличилась почти вдвое (c 537 млрд куб. м до 1061 млрд куб. м), а установленная мощность газовых электростанций – более чем втрое, со 162 до 543 гигаватт (ГВт), согласно данным EIA и Ember.

Установленная мощность угольных ТЭС снизилась за тот же период более чем на треть (с 334 до 207 ГВт). В результате доля угля в структуре электрогенерации снизилась с 52% в 2000 г. до 16% в 2023 г., тогда как доля газа – выросла с 16% до 42% (значения округлены).