Экспорт энергетического угля из России в I квартале 2024 г. снизился на 16% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., а в абсолютном выражении – на 6,4 млн т (до 34,7 млн т). Экспорт коксующегося угля увеличился за тот же период на 1%, или на 0,1 млн т (до 8,2 млн т), следует из данных ЦДУ ТЭК (процентные значения округлены).

Ключевую роль сыграло падение цен, из-за которого экспорт угля в Восточную и Южную Азию из портов Северо-Запада и Юга России стал балансировать на грани рентабельности. Так, средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, крупнейшем хабе АТР, в I квартале 2024 г. снизилась на 47% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. ($127 за тонну VS $238 за тонну, согласно данным Всемирного банка). Неслучайно экспорт угля в Индию по итогам I квартала 2024 г. снизился на 55%, до 4,6 млн т (год к году).

Негативную роль сыграло и введение – с начала 2024 г. – импортных пошлин на уголь в КНР, со ставкой в 6% для энергетического угля и 3% – для коксующегося: по данным ЦДУ ТЭК, экспорт угля из России в КНР в I квартале 2024 г. сократился на 16%, до 12,9 млн т (без учета Гонконга).

Средний дисконт на российский энергетический уголь в I квартале 2024 г. составил 12%. Такой вывод можно сделать, если сопоставить средние цены отгрузок угля из российского порта Восточный и австралийского порта Ньюкасл ($111 VS $126 за тонну, согласно данным портала «Российский уголь»). До 2022 г. цены на этих хабах были практически идентичны.

При это средние цены отгрузок энергетического угля в российских портах Балтики ($75 за тонну) и Черного моря ($77 за тонну) были на треть ниже, чем на Дальнем Востоке ($111 за тонну). Это во многом объясняет сокращение перевалки угля в портах Северо-Запада и Юга, которое широко обсуждалось в деловых медиа в первые месяцы 2024 г.

Альтернатива торгу: почему топливному рынку нужна новая модель регулирования

"Обеспечить долговременное снижение топливных цен можно за счет отказа от вертикальной интеграции, сокращения акцизов и резкого повышения нормативов биржевых продаж".

Вышел мой программный текст на сайте издания "Нефть и Капитал". Материал доступен по ссылке.

👆Мой старый, но не потерявший актуальности текст о том, почему стоит отказаться от демпфера и как реформировать топливный рынок.

Стоимость энергетического угля, отгружаемого в портах Северо-Запада и Юга России, в I квартале 2024 г. была на 30% ниже средней цены угля на крупнейшем в Европе хабе Амстердам-Роттердам-Антверпен.

По данным портала «Российский уголь», в I квартале 2024 г. средняя цена энергетического угля на условиях FOB Балтика и FOB Черное море составляла в среднем $75 и $77 за тонну соответственно, тогда как средняя цена угля на условиях CIF ARA – $109 за тонну.

Такую разницу невозможно объяснить лишь различиями между условиями FOB (когда продавец несет ответственность за груз до порта погрузки) и CIF (когда продавец несет ответственность за груз до порта назначения, включая страхование и фрахт). Дисконт – прямое следствие эмбарго ЕС, в результате которого Турция осталась единственным крупным импортером российского угля на западном направлении.

Поставки угля в страны АТР через порты Северо-Запада и Юга России сопряжены с высокими транспортными издержками. Как результат – сокращение перевалки угля на Балтике и на Черном море.

Суммарная прибыль российских угледобывающих предприятий (до налогообложения) по итогам первых двух месяцев 2024 г. снизилась на 85% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., достигнув 15,6 млрд руб. (против 101,4 млрд руб. в январе-феврале 2023 г., согласно данным ЦДУ ТЭК).

Данные ЦДУ ТЭК коррелируют с предварительными оценками Росстата, согласно которым доля убыточных организаций в угледобывающей отрасли выросла с 38,7% в I квартале 2023 г. до 50% в I квартале 2024 г., тогда как доля прибыльных – снизилась с 61,3% до 50%.

Ключевую роль сыграло падение цен: средняя цена энергетического угля на условиях FOB Ньюкасл (Австралия) снизилась на 47% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. ($127 VS $238 за тонну, согласно данным Всемирного банка).

Сокращение импорта сжиженного природного газа (СПГ) в Японии связано с перезапуском атомных реакторов, которые были приостановлены после аварии на АЭС «Фукусима-1». В 2023 г. регулярную выработку электроэнергии возобновили первый и второй энергоблоки АЭС «Такахама» общей «чистой» мощностью 1,56 гигаватта (ГВт). В результате доля АЭС в структуре электрогенерации Японии выросла с 5,0% в 2022 г. до 7,6% в 2023 г., тогда как доля газа снизилась с 34,9% до 32,8% соответственно.

Японские регуляторы планируют к 2030 г. увеличить долю «атомной» генерации до 20-22% и при этом уменьшить долю газа до 20%. Для этого потребуется осуществить перезапуск тринадцати реакторов на более чем 11 ГВт «чистой» мощности, которые либо получили соответствующее разрешение регуляторов (второй энергоблок АЭС «Симанэ», второй энергоблок АЭС «Онагава», первый энергоблок АЭС «Токай-2», шестой и седьмой энергоблоки АЭС «Касивадзаки-Карива»), либо ожидают такового в ближайшие годы (третий и четвертый энергоблоки АЭС «Хамаока», второй энергоблок АЭС «Сика», второй энергоблок АЭС «Цуруга», первый энергоблок АЭС «Хигасидори», три энергоблока АЭС «Томари»).

Поэтому сокращение импорта СПГ в Японии – долгосрочный тренд, который, правда, вряд ли затронет сырье с проекта «Сахалин-2», на руку которому играет как участие японских акционеров (Mitsui, Mitsubishi), так и короткое плечо доставки.

Мой комментарий для «Ведомостей»

Уточняющий пост

Субсидии российским НПЗ – по демпферу, обратному акцизу на нефть и инвестиционной набавке – в 2023 г. почти втрое превысили сборы по акцизам на автомобильный бензин и дизельное топливо, включая поступления в региональные бюджеты: 2913 млрд руб. VS 1050 млрд руб., согласно данным Минфина РФ и Федерального казначейства.

В 2022 г. субсидии НПЗ превзошли сборы консолидированного бюджета по акцизам на автомобильный бензин и дизельное топливо более чем втрое (3249 млрд руб. VS 990 млрд руб.), а в 2021 г. – в полтора раза (1288 млрд руб. VS 842 млрд руб.).

В процентах к ВВП (в текущих ценах) субсидии российским НПЗ достигли 0,9% ВВП в 2021 г., 2,1% ВВП в 2022 г. и 1,7% ВВП в 2023 г. Этот показатель включает:
• обратный акциз на нефть, предназначенный для НПЗ, у которых объем производства нефтепродуктов превышает 75% от объема производства нефти;
• инвестиционную надбавку для НПЗ, у которых это соотношение составляет менее 75%, но которые осуществляют инвестиции в модернизацию мощностей;
• демпфер, который, с формальной точки зрения, является компенсацией за недопоставку топлива на экспорт, но в реальности является субсидией за удержание оптовых цен в установленных регуляторами рамках, а розничных цен – в границах инфляции.

В одном из недавних постов банально забыл включить поступления по акцизам на автобензин и дизель в региональные бюджеты, хотя всегда их учитывал, в том числе в одной из прошлогодних статей о необходимости отказа от демпфера.

За подсказку спасибо Григорию @furydrops Баженову

Рост издержек российских экспортеров угля в последние годы был также связан с увеличением доли морских портов в структуре экспорта – с 67,4% в I квартале 2017 г. до 80,7% в I квартале 2021 г. и 88,2% в I квартале 2024 г. Доля погранпереходов за тот же период снизилась с 32,6% до 19,3% и 11,8% соответственно, сообщает журнал «Уголь» со ссылкой на данные ОАО «РЖД» и портала Finmarket.

Сокращение доли погранпереходов во многом связано со снижением поставок на европейский рынок, которое происходило сначала из-за постепенного отказа стран ЕС от угольной генерации, а затем – из-за эмбарго ЕС на импорт российского угля, вступившего в силу в августе 2022 г.

Сужение географии экспорта – в 2023 г. на долю Китая, Индии и Турции пришлось 75% поставок угля из России – наряду с падением цен привело к снижению рентабельности отрасли: по данным Росстата, доля убыточных угледобывающих предприятий в России выросла с 38,7% в I квартале 2023 г. до 50% в I квартале 2024 г.

Часто путают эффективность некоторого определенного бизнеса и эффективность рынка в целом. Вот российские госбанки регулярно отчитываются о рекордной прибыли. Потом используют свою прибыль в качестве аргумента: «мы эффективные». Мы-как-бизнесы. Но гражданину РФ, строго говоря, мало интересно, эффективен ли отдельно взятый банк X или нет. Ее интересует эффективен ли банковский рынок, на котором она хочет получать услуги. Предоставляет ли банковский рынок ей дешевый кредит? Предоставляет ли банковский рынок ей выгодный депозит? И в этом смысле высокая прибыль госбанков как раз говорит нам, что «нет», не предоставляет. Эта прибыль в значительной степени суть «недоплаченные» проценты по депозитам и «перезабранные» проценты по кредитам (где «недо» и «пере» образуется из-за низкой конкуренции на рынке, больше конкуренции – выше ставки по депозитам и ниже по кредитам). Все это монопольные дела. Поэтому когда видите, как очередной госбанк хвастается сверхприбылью, знайте: эта соковыжималка сделала деньги из вас.

Глобальный ввод мощности накопителей энергии за два последних полных года ускорился почти в пять раз – с 6,4 гигаватта (ГВт) в 2021 г. до 30,5 ГВт в 2023 г., следует из данных Energy Institute. В 2023 г. 85% мирового ввода мощности накопителей обеспечили США и Китай, остальные 15% приходились на все прочие страны мира.

Если на рубеже 2000-х и 2010-х ключевым сдвигом в мировой энергетике стала сланцевая революция, а на рубеже 2010-х и 2020-х – масштабный ввод ВИЭ, то во второй половине 2020-х таковым станет внедрение систем хранения энергии, позволяющих хеджировать риски ветровой и солнечной генерации в условиях безветренной и пасмурной погоды.

Данные Energy Institute коррелируют с оценками Международного энергетического агентства (МЭА), согласно которым глобальные инвестиции в хранение энергии увеличились c $11 млрд в 2021 г. до $41 млрд в 2023 г. (в ценах 2023 года). Инвестиционный бум облегчит разработку и внедрение инноваций, которые позволят расширить географию использования накопителей и, тем самым, обеспечат еще большее распространение ВИЭ.

Китай переживает бум новых проектов по добыче угля, которые позволят снизить зависимость от импорта: если в 2021 г. в КНР были заявлены проекты общей мощностью 124 млн т угля в год, то в 2022 г. – проекты на 360 млн т в год, а в 2023 г. – на 578 млн т в год, согласно данным Global Energy Monitor.

При этом за весь период 2021-2023 гг. в стране были введены в эксплуатацию новые шахты и разрезы общей мощностью 474 млн т угля в год. Для сравнения: импорт бурого и каменного угля в КНР в 2023 г. достиг 474 млн т, согласно данным проекта Trade Map, являющегося агрегатором таможенной статистики.

Это не опечатка: годовой объем импорта угля в КНР действительно совпадает с общей проектной мощностью шахт и разрезов, введенных в эксплуатацию в 2021-2023 гг.

Опыт российских проектов – в том числе Эльгинского месторождения Якутии – показывает, что между началом добычи угля и выходом на проектную мощность проходит не один год. Однако бум новых проектов уже сейчас позволяет Китаю ужесточать условия импорта: неслучайно с 2024 г. начали действовать пошлины на импорт энергетического и коксующего угля величиной в 6% и 3% соответственно.

Нефтехимия обеспечила 60% мирового прироста спроса на нефть после нивелирования последствий пандемии COVID-19. Такой вывод можно сделать, если сравнить данные Energy Institute о конечном спросе на нефть – т.е. использовании сырья (включая газовый конденсат и добываемые с нефтью жидкие углеводороды) для производства различных видов нефтепродуктов – за 2019 и 2023 гг.

По данным Energy Institute, глобальный спрос на нефть в 2023 г. превысил уровень 2019 г. на 2%, а в абсолютном выражении – ровно на 2 млн баррелей в сутки (б/с):

• Спрос на нафту, этан и сжиженные углеводородные газы увеличился на 1,2 млн б/с (здесь и далее речь идет об объеме использования нефти и добываемых с нефтью жидких углеводородов для производства нефтепродуктов), в том числе благодаря вводу новых полимерных мощностей в странах АТР;

• Аутсайдером рынка стал автомобильный бензин, спрос на который в 2023 г. увеличился лишь на 27 тыс. б/с в сравнении с 2019 г. Сказалось распространение электротранспорта: доля электрокаров и подключаемых гибридов в мировых продажах новых легковых авто увеличилась c 2,6% в 2019 г. до 18,0% в 2023 г. (данные МЭА);

• Среднюю «группу» составляют морские и наземные грузовые перевозки: спрос на мазут в 2019-2023 гг. увеличился на 344 тыс. б/с, а на дизельное топливо – на 535 тыс. б/с;

• Спрос на авиакеросин снизился за тот же период на 625 тыс. б/с, однако здесь решающую роль сыграли последствия пандемии COVID-19 для авиаотрасли, где воздействие локдаунов и межстрановых ограничений сохранялось дольше всего.

👆Структура мирового энергобаланса в период с 1800 по 2020 гг.

Нетрудно заметить три энергоперехода: от дров – «традиционной биомассы» – к углю (середина XIX века); от угля – к нефти и газу (середина XX века); от нефти и газа – к ВИЭ (начало XXI века).

Источник данных – портал Our World in Data со ссылкой на ежегодник Energy Institute (в прошлом – BP) и подсчеты Вацлава Смила, представленные в книге Energy Transitions: Global and National Perspectives.

Дефицит на рынке нефти во II квартале 2024 г. составит 270 тыс. баррелей в сутки (б/с) вместо ранее ожидавшихся 360 тыс. б/с, следует из июньского прогноза Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Речь идет о прогнозах EIA, опубликованных в майском и июньском выпусках Краткосрочного обзора энергетических рынков (STEO).

Для сравнения: согласно апрельскому прогнозу EIA, дефицит на рынке нефти во II квартале 2024 г. должен был составить 940 тыс. б/с.

Корректировка отчасти связана с повышением прогноза EIA по добыче нефти вне ОПЕК на II квартал 2024 г. – с 70,02 млн б/с в апрельском прогнозе и 70,24 млн б/с в июньском. Сказывается и понижение прогноза по общемировому спросу на нефть на II квартал 2024 г. – со 102,73 млн б/с в апрельском прогнозе до 102,49 млн б/с в июньском.

Корректировка прогноза по дефициту – еще один сигнал того, что потенциал «осушения» рынка, предпринятый странами ОПЕК+ в начале 2024 г., практически исчерпан. Если в апреле 2024 г. средняя цена Brent составила $90 за баррель, то в июне 2024 г. цены балансируют в диапазоне от $80 до $85 за баррель.