Написал о том, как реформировать налогообложение нефтяной отрасли

Отрасли нужны решения, которые позволят стабилизировать налоговые правила и при этом вывести административный торг в публичное поле. Одним из таких решений является переход к счетной модели НДПИ, который позволит отказаться не только от НДД, но и института налоговых льгот. Счетная модель должна учитывать физико-химические свойства добываемого сырья (плотность, вязкость, содержание серы и парафинов), вид (наземная, морская) и регион добычи (Арктика, Поволжье, Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Сахалин), а также выработанность месторождений, уровень развития инфраструктуры и удаленность от магистральных трубопроводов. Большинство этих данных содержится в лицензиях на месторождения, которые достаточно сделать публичными.

По данным Роснедр, в России насчитывается всего около 2 700 месторождений нефти. Поэтому переход к счетной модели НДПИ будет ничуть не более сложной задачей, чем создание автоматизированной информационной системы «ЕГАИС лес», в которой с 2015 г. учитываются все сделки с древесиной (от рубки леса до продажи конечным пользователям), включая экспорт и импорт. Реформу облегчит автоматизация налогового учета, а также сравнительно высокий уровень распространения цифровых технологий в нефтяной отрасли, где уже используются цифровые двойники и промышленные роботы.

Что самое главное, реформа позволит подстраивать налогообложение отрасли под изменение условий добычи без корректировки законодательства: например, при увеличении выработанности того или иного месторождения будет достаточно провести трехстороннюю инспекцию регуляторов (Роснедр, Минэнерго и Минфина), по итогам которой будет зафиксировано изменение одного из параметров расчета НДПИ.

https://vc.ru/u/661341-kirill-rodionov/682067-gibche-i-proshche-kak-reformirovat-nalogooblozhenie-neftyanoy-otrasli

О ценах на бензин – в эфире РБК-ТВ

Поучаствовал в эфире РБК-ТВ, который был посвящен ситуации на топливном рынке. Рассказал о том, что для снижения цен в рознице нужен новый налоговый компромисс, предполагающий двукратное снижение акцизов в обмен на отмену демпфера и повышение норматива продаж бензина и дизеля на бирже. Это снизит прямые выплаты нефтяников в федеральный и региональные бюджеты, но при этом сделает топливо более доступным для независимых АЗС и лишит крупные компании возможности повышать цены без угрозы потери рынка.

Полная версия – по ссылке: https://www.youtube.com/watch?v=VWY0Xr8cmbc

Десять принципов для новой школы: как реформировать среднее образование в России

Один мой старый приятель несколько лет проработал в школе, а теперь в роли частного репетитора готовит детей к выпускным экзаменам в девятом и одиннадцатом классах. Поговорил с ним о том, как можно улучшить школьный процесс, и записал его мысли на бумагу.

«Каждый урок должен проходить в присутствии двух взрослых человек: непосредственно самого учителя, который является специалистом по тому или иному предмету (русский язык, физика, химия), и тьютора, т.е. специалиста с общим педагогическим образованием, который следит за тем, как класс усваивает школьную программу, помогая учителю выстроить индивидуальную траекторию занятий для отстающих учеников. У каждого класса (7А, 8Б, 9 Г) должен быть свой тьютор, который посещает с учениками каждый урок и во время занятия сидит за отдельным столом позади последнего ряда. Присутствие тьютора облегчит учителю поддержание дисциплины в классе (особенно если учитель – женщина, а тьютор – мужчина, или наоборот) и при этом избавит его от необходимости тратить время на помощь ученикам, у которых есть проблемы по тому или иному предмету – эту роль возьмет на себя тьютор.

При этом для каждой параллели (к примеру, всех седьмых, восьмых или девятых классов) целесообразно ввести институт второго тьютора, который будет заниматься организацией внеклассных мероприятий: экскурсиями, междугородними поездками, походами в театр и кино. Такое разделение сделает ненужным институт классного руководства и при этом снимет нагрузку с учителя, который вместо «борьбы с дисциплиной» и планирования экскурсий сможет направить все силы на то, чтобы интересно преподавать свой предмет».

Полный текст доступен по ссылке: https://vc.ru/u/661341-kirill-rodionov/695166-desyat-principov-dlya-novoy-shkoly-kak-reformirovat-srednee-obrazovanie-v-rossii

Импорт газа в ЕС снизился на 20%

Импорт газа в ЕС по итогам первых четырех месяцев 2023 г. снизился на 20% в годовом выражении. Если в период с января по апрель 2022 г. импорт достиг 1064 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.), то за аналогичный период 2023 г. он составил лишь 852 млн куб. м/сут.

Столь сильное сокращение практически полностью связано со снижением поставок «Газпрома», объем которых в период с января по апрель 2023 г. был на 77% (на 232 млн куб. м/сут.) ниже, чем годом ранее. Для поставок из стран Северной Африки это сокращение составило 5% (минус 5 млн куб. м/ сут.).

Поставки из всех прочих источников выросли на 25 млн куб. м/сут.: из них 11 млн куб. м/сут. пришлись на поставки из Великобритании, ключевым каналом для которых является трубопровод «Интерконнектор», пролегающий между терминалом в Бэктоне и бельгийским Зебрюгге.

Поставки из Азербайджана, которые осуществляются по Трансанатолийскому (TANAP) и Трансадриатическому (TAP) трубопроводам, выросли на 3 млн куб. м/сут., а из Норвегии – на 4 млн куб. м/сут. Наконец, поставки с терминалов регазификации сжиженного природного газа (СПГ) выросли на 7 млн куб. м/сут.

В результате общий импорт газа сократился на 212 млн куб. м/сут., что сопоставимо с объемом потребления газа в Италии (199 млн куб. м/сут. согласно данным BP за 2021 г.).

Сокращение импорта отчасти связано со снижением использования газа в электроэнергетике: по данным Ember, выработка из газа в ЕС по итогам первых четырех месяцев 2023 г. снизилась на 15%, или на 26,8 тераватт-часа (ТВт*Ч), что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии в Словакии (28 ТВт*Ч в 2022 г.).

Прошлогодний объем нефтегазовых доходов останется на несколько лет недостижимым максимумом

Написал об итогах первых четырех месяцев года для нефтегазовых доходов бюджета:

«Сборы по НДПИ на нефть и экспортной пошлине на нефть по итогам первых четырех месяцев 2023 года снизились в общей сложности на 52% (на 1,94 трлн руб.). Сказывается падение нефтяных цен и сокращение добычи: если в период с января по апрель 2022 года средняя цена Urals достигла $84,7 за баррель, то за аналогичный период 2023 года составила лишь $51,1 за баррель. Добыча нефти за тот же период снизилась с 11,05 млн барр/сут до 10,86 млн барр/сут, согласно оценке Управления энергетической информации Минэнерго США.

Сборы по налогу на дополнительный доход (НДД), который рассчитывается исходя из выручки от продажи нефти за вычетом расходов на ее добычу и транспортировку, за январь–апрель 2023 года снизились на 60% (на 593,1 млрд руб.). Сборы по НДД, как правило, носят неравномерный характер. Например, в 2022 году 95% годовых сборов по НДД пришлись на март, апрель, июль и октябрь. В нынешнем году крупные выплаты также приходились на март и апрель, однако из-за падения цен их объем был более чем вдвое ниже аналогичного периода прошлого года».

Полный текст – поссылке:
https://itek.ru/analytics/neftegazovye-dohody-bjudzheta-itogi-pervyh-chetyreh-mesyacev-2023-goda/

Пересмотр демпфера и ограничения на экспорт не приведут к снижению топливных цен

Министерство энергетики «рекомендует» нефтяникам снизить топливный экспорт, а Минфин планирует пересмотреть демпфер. В прямом эфире РБК-ТВ рассказал о том, почему эти меры не приведут к «остужению» цен и почему топливному рынку нужен новый консенсус, предполагающий сокращение акцизов, повышение нормативов биржевых продаж и полный отказ от демпфера, который на деле является компенсацией не за недопоставки топлива на экспорт, а за удержание цен в границах инфляции.

https://www.youtube.com/watch?v=6UXhZAEAjH4

Инвестиции в угольную генерацию в Китае достигнут минимума с 2015 года

Инвестиции в строительство угольных электростанций в Китае в 2023 г. сократятся на 22% (год к году) и достигнут минимального показателя за последние восемь лет. Если в 2015 г. их объем составлял $43 млрд, то в 2023 г. он достигнет «лишь» $19 млрд. Такой прогноз представило Международное энергетическое агентство (МЭА) в обзоре World Energy Investment, опубликованном 25 мая 2023 г.

Прогноз МЭА коррелирует с данными Global Energy Monitor, согласно которым темпы строительства угольных электростанций в Китае в последние годы серьезно сокращались. Если в 2015 г. в КНР было введено в строй почти 66 гигаватт (ГВт) мощности угольных ТЭС, то в 2019 г., в канун пандемии COVID-19, – 48,9 ГВт, а в 2022 г. – 26,8 ГВт. Для сравнения: к началу 2023 г. мощность всех действующих в Китае угольных ТЭС составляла 1 093 ГВт.

Поскольку на долю Китая приходится свыше половины общемирового ввода угольных ТЭС, глобальные темпы прироста мощности угольной генерации также сокращались: в 2015 г. по всему миру было введено в эксплуатацию 107,4 ГВт угольных ТЭС, тогда как в 2022 г. – лишь 45,5 ГВт.

При этом Китай активно развивает «неугольные» сегменты генерации. По данным Global Energy Monitor, Китай в 2021 г. обеспечил 20% глобального ввода мощности газовых ТЭС; для ветровых и солнечных генераторов эта доля составила 47% и 41% соответственно, а для атомных реакторов – 30%. В результате доля угля в структуре электрогенерации в КНР в 2022 г. снизилась до 61,3% (против 69,9% в 2015 г., согласно данным Ember).

Это лишний раз доказывает, что разворот угольного экспорта на Восток, который обозначился задолго до прошлогоднего эмбарго ЕС, может стать лишь временным решением для российских производителей угля, которым в долгосрочной перспективе придется сокращать добычу.

Бенефициар энергоперехода: инвестиции в «атом» достигли нового максимума

Рост интереса к снижению выбросов породил ренессанс атомной генерации: глобальные инвестиции в строительство атомных электростанций (АЭС) выросли с $29 млрд в 2015 г. (в долларах США 2022 г.) до $53 млрд в 2022 г., а в 2023 г. и вовсе достигнут $63 млрд, согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА).

Этот тренд носит глобальной характер: было бы ошибкой его объяснять только фактором Китая, где в 2023 г. инвестиции в строительство АЭС превысят уровень 2015 г. на $5 млрд и где сейчас идет сооружение 21 атомного энергоблока общей «чистой» мощностью 21,6 ГВт. Для сравнения: к началу нынешнего года в КНР действовало 55 атомных реакторов на 53,2 ГВт – это третий показатель в мире после США (93 реактора на 95,8 ГВт) и Франции (56 реакторов на 61,4 ГВт).

В странах ОЭСР, к которым преимущественно относятся развитые экономики Европы, Северной Америки и Восточной Азии, инвестиции в строительство АЭС в 2023 г. превысят уровень 2015 г. на $17 млрд. Среди стран ОЭСР драйверами роста в последние годы были США, где идет подготовка к запуску четвертого энергоблока АЭС «Вогтль» (1,17 ГВт); Финляндия, где в апреле был введен в промышленную эксплуатацию третий энергоблок АЭС «Олкилуото» (1,6 ГВт); Великобритания, где на АЭС «Хинкли-Пойнт» идет строительство двух новых энергоблоков на 3,26 ГВт; и Турция (также член ОЭСР), где до 2026 г. будут введены все четыре энергоблока АЭС «Аккую» (4,46 ГВт).

При этот отрасль получит еще несколько точек роста. Япония в минувшем феврале разрешила строительство новых реакторов для замены введенных ранее мощностей; Индия планирует снять запрет на инвестиции в «атом» для иностранных компаний, которые пока что могут выступать лишь в роли поставщиков технологий и оборудования; а американская NuScale и британская Rolls-Royse SMR будут проектировать и строить атомные станции малой мощности (АСММ).

Причина бума – в сочетании надежности и низких выбросов. По оценкам IPCC, удельные выбросы парниковых газов при выработке электроэнергии АЭС почти в 70 раз ниже, чем на угольных электростанциях (12 vs 820 граммов CO2-эквивалента на киловатт-час). При этом, в отличие от трех других основных низкоуглеродных источников, АЭС не зависят от погодных условий: так, в США средняя загрузка АЭС в 2022 г. составила 92,6%, тогда как для гидроэлектростанций этот показатель составил 37,4%, а для солнечных и ветровых – 24,8% и 36,1% (данные EIA).

Однако недостатком атомной генерации остается высокая капиталоемкость: по оценке МЭА, удельные затраты на строительство атомных реакторов в США в 2021 г. ($5 000 на киловатт мощности) были кратно выше, чем для газовых электростанций ($1 000 на киловатт), а также солнечных ($1 090 на киловатт) и наземных ветровых генераторов ($1 380 на киловатт). Поэтому подавляющее большинство проектов в атомной энергетике зависят от поддержки государства, из-за чего атомная генерация будет уступать по темпам прироста солнечной и ветровой.

2023-й – год «остужения» сырьевых рынков

Как я и прогнозировал в сентябре прошлого года, когда европейские цены на газ еще находились вблизи отметки в $2000 за тыс. куб. м, 2023-й стал годом «успокоения» сырьевых рынков.

По данным лондонской биржи ICE, фьючерс на природный газ с привязкой к крупнейшему в Европе хабу TTF в конце мая 2023 г. впервые за два года опустился ниже $300 за тыс. куб. м, а фьючерс на энергетический уголь с привязкой к хабу в Роттердаме снизился до менее чем $100 за тонну (против более чем $220 за тонну годом ранее).

Наконец, фьючерс на нефть Brent, поднимавшийся выше $100 за баррель в июне 2022 г. (когда в ЕС было утверждено эмбарго в отношении РФ), торгуется вблизи $75 за баррель, даже несмотря на ноябрьское и майское сокращение квот ОПЕК+, по итогам которого с рынка «ушло» в общей сложности более 3,6 млн баррелей нефти в сутки (б/с), что превышает объем добычи в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), которые являются третьим по величине производителем среди стран ОПЕК.

Ключевая причина – адаптация рынка к шокам предложения, которые произошли в 2022 г. и начале 2023 г. под влиянием эмбарго ЕС на импорт угля и морские поставки нефти и нефтепродуктов из РФ, а также добровольного сокращения поставок газа «Газпромом» в ЕС.

Адаптация отчасти связана с замещением российских поставок с помощью сырья из других стран и регионов мира. Несмотря на угольное эмбарго, вступившее в силу в августе прошлого года, импорт энергетического угля в ЕС в 2022 г. вырос на 51% (до 65 млн т): по данным Ember, поставки энергетического угля из ЮАР выросли с 2 до 13 млн т, из Австралии – с 1 до 6 млн т, из Колумбии – с 8 до 14 млн т, а из Индонезии – практически с нуля до 6 млн т.

На европейском рынке газа ключевую роль в замещении поставок «Газпрома» сыграл сжиженный природный газ (СПГ): по данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), поставки с терминалов регазифкации СПГ в трубопроводные системы стран-членов ЕС выросли с 216 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут) в IV квартале 2021 г. до 324 млн куб. м/сут. в I квартале 2023 г., а их доля в структуре импорта – с 22% до 40%. Доля поставок «Газпрома» за тот же период снизилась с 37% до 8%, а доля прочих трубопроводных поставщиков (Азербайджана, Норвегии, Великобритании и стран Северной Африки) – выросла с 41% до 52%.

На рынке нефти, для которого характерна более высокая конкуренция, чем для рынков угля и газа, ключевую «замещающую» роль сыграли поставки из США и Норвегии: по данным Евростата, доля США в импорте нефти в ЕС в декабре 2022 г. достигла 18% (против 12% годом ранее), а доля Норвегии – 17% (против 10%); в свою очередь, доля Ливии и Великобритании за тот же период увеличилась на 2 процентных пункта (п.п.) и 4 п.п. соответственно.

Помимо географической перестройки импорта, сказалось и сокращение спроса (по крайней мере, в сегменте угля и газа): по данным Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС в I квартале 2023 г. снизилась на 17% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., а выработка из угля – на 14%.

Однако решающую сыграло банальное «привыкание» рынка к новому порядку вещей: полное либо частичное прекращение поставок из России в страны ЕС теперь воспринимается как новая норма, которая будет сохраняться «неопределенно долго». Именно поэтому пик энергетического кризиса – уже позади.

@kirillrodionov

ОПЕК+ не сможет совладать с ростом предложения на рынке

Просочившаяся в WSJ информация о недовольстве Саудовской Аравии тем, как Россия исполняет свои обязательства в рамках сделки ОПЕК+, свидетельствует не только о неудаче попытки подстегнуть рост цен за счет майского раунда сокращения квот, но и риске избытка нефти, который может лишить смысла политику сдерживания добычи.

Собственно, риск избытка был не единственным, но важным фактором из тех, что подтолкнули страны ОПЕК+ дважды за семь месяцев пойти на резкое сокращение квот: в ноябре 2022 г. квоты были снижены на 2 млн баррелей в сутки (б/с), а в мае 2023 г. – еще на 1,66 млн б/с. При этом в апреле 2023 г., т.е. за месяц до майского раунда сокращения квот, добыча нефти в странах ОПЕК+ и без того была ниже планируемого уровня на 2,58 млн б/с (оценка S&P Global Platts).

Даже в случае сохранения сделки альянсу ОПЕК+ будет все сложнее влиять на нефтяной рынок – как из-за роста добычи и экспорта из стран вне альянса, так и наличия незадействованных мощностей у находящихся под санкциями производителей.

Так, США в ближайшие годы будут наращивать экспорт не только за счет увеличения добычи (по оценке ОПЕК, прирост добычи в Пермском бассейне в нынешнем году составит 600 тыс. б/с), но и благодаря развитию экспортной инфраструктуры: Морская администрация США в конце 2022 г. выдала разрешение на строительство экспортного нефтеналивного терминала SPOT, в случае выхода которого на проектную мощность американский экспорт нефти увеличится с нынешних 4 млн б/с до 6 млн б/с, а США станут вторым по величине экспортером нефти в мире.

Вторым по величине драйвером нефтедобычи станет Гайана, которая к 2027 г. может нарастить добычу с нынешних 360 тыс. б/с до 1 млн б/с за счет блока Stabroek, освоение которого происходит за счет плавучих установок по добыче, хранению и отгрузке нефти (FPSO) – к 2027 г. их количество увеличится с нынешних двух до шести. Суда FPSO использует и соседняя с Гайаной Бразилия, которая планирует к началу 2030-х увеличить добычу с нынешних 3 млн б/с до 5 млн б/с за счет освоения подсолевых месторождений на шельфе Атлантики.

При этом, вне зависимости от судьбы сделки ОПЕК+, развивать сегмент Upstream будет и Саудовская Аравия: Saudi Aramco планирует увеличить мощности по добыче нефти с нынешних 12 млн б/с до 13 млн б/с, в том числе за счет месторождения Zuluf мощностью 600 тыс. б/с, промышленная эксплуатация которого должна начаться в 2026 г.

Сюда же относятся и производители под санкциями: Иран, экспорт которого после эмбарго 2018-2019 гг. снизился с 2,6 млн б/с 500-700 тыс. б/с; Венесуэла, где до санкций 2019 г. добыча составляла 1,6 млн б/с. (против 0,7 млн б/с в апреле 2023 г.); и, наконец, Россия, в случае возвращения которой на европейский рынок цены получат мощный понижательный сигнал.

Рост поставок из США и Гайаны наряду с перспективой увеличения добычи в Бразилии будет «стачивать» эффективность сделки ОПЕК+ и подталкивать Саудовскую Аравию к увеличению добычи и задействованию новых мощностей. Это будет грозить развалом альянса ОПЕК+, воссоединение которого в 2020 г. произошло лишь из-за экстренных условий пандемии COVID-19, обернувшейся беспрецедентным падением спроса и уходом котировок в отрицательную зону.

@kirillrodionov

Количество теневых операций по перевалке нефти с «борта-на-борт» выросло на 225%

Глобальное количество теневых операций по перевалке нефти и нефтепродуктов с «борта-на-борт» по итогам I квартала 2023 г. выросло более чем втрое (год к году), сообщает S&P Global Platts.

Если в I квартале 2022 г. по всему миру была зафиксирована 161 теневая операция с участием 72 танкеров общим дедвейтом 2,40 млн т, то в I квартале 2023 г. – 524 операции с участием 215 танкеров общим дедвейтом 9,31 млн т. При этом количество операций в российских территориальных водах, включая Крым и Калининград, выросло за тот же период с 6 до 312.

Теневыми называют операции, в ходе которых груженый танкер, находящийся в открытом море, отключает транспондер автоматической системы идентификации (automatic identification system, AIS); к нему подплывает пустой танкер, у которого также отключен транспондер; после стыковки начинается перевалка с «борта-на-борт», а после ее завершения танкеры отстыковываются и, удалившись друг от друга, вновь включают транспондеры AIS.

Рост теневых операций напрямую связан с эмбарго и увеличением дисконтов: по оценке S&P Global Platts, средний дисконт Urals к Brent, составлявший в январе 2022 г. $3,7 за баррель, по итогам I квартала 2022 г. достиг $17,7 за баррель, а в I квартале 2023 г. – $37,8 за баррель.

Высокая риск-премия привлекла операторов официально застрахованных судов: 46% танкеров, участвовавших в теневых операциях в I квартале 2023 г., были застрахованы Международной группой клубов взаимного страхования (International Group of P&I Clubs, или IG P&I), которая, в частности, еще в 2020 г. приняла решение не предоставлять страховое покрытие для судов, которые могли бы участвовать в строительстве газопровода «Северный поток-2».

@kirillrodionov

Рост инвестиций в угледобычу в Китае создает дополнительные риски для российских экспортеров энергетического угля

Инвестиции в развитие угледобычи в КНР практически удвоились за последние пять лет: если в 2018 г. их объем составлял $55 млрд, то в 2022 г. он достиг $96 млрд, а в 2023 г. увеличится до $105 млрд (в долларах США 2022 г.), согласно оценке Международного энергетического агентства (МЭА).

Такая динамика, казалось бы, противоречит динамике инвестиций в развитие угольной электрогенерации, которые в период с 2018 по 2022 гг. снизились с $36 млрд до $25 млрд, а в 2023 г. достигнут $19 млрд, что станет минимумом, по крайней мере, с 2015 г.

Однако в реальности противоречия нет: Китай диверсифицирует энергобаланс и при этом стремится снизить зависимость от угольного импорта, которая приобрела критический характер в 2021 г., когда рост энергоспроса совпал с негласными эмбарго КНР в отношении Австралии, занимающей второе место в мире по экспорту энергетического угля (с глобальной долей в 18%) и первое – по экспорту коксующегося угля (с долей 54%, согласно данным МЭА за 2022 г.). Наряду с наводнениями в ключевой для угледобычи провинции Шаньси, это привело к тому, что в начале октября 2021 г. сразу 18 китайских провинций испытывали дефицит угля.

Показательным был и январь 2022 г., когда Индонезия, крупнейший по величине экспортер энергетического угля – с глобальной долей в 45%, согласно оценке МЭА за 2022 г. – на месяц полностью приостановила угольный экспорт из-за риска дефицита угля для индонезийских угольных ТЭС, на долю которых в стране приходится свыше 60% электроснабжения.

Снизить риски дефицита угля и призваны новые проекты в угледобыче: по данным Global Energy Monitor, мощность заявленных и обустраиваемых шахт и разрезов для добычи энергетического угля к началу 2023 г. составила 502 млн т в год, а для добычи коксующегося угля – 55 млн т в год. В свою очередь, для шахт и разрезов «комбинированной» угледобычи этот показатель составил 56 млн т в год, а для мощностей с неизвестным типом угля – 45 млн т в год.

Для сравнения: в 2020 г, когда еще не действовало негласное эмбарго в отношении Австралии, импорт энергетического угля в КНР составил 244 млн т, а импорт коксующегося угля – 73 млн т, а в 2022 г. – 240 млн т и 45 млн т соответственно, согласно оценке МЭА.

Тем самым новые китайские проекты в сфере угледобычи влекут за собой риски, в первую очередь, для российских производителей энергетического угля, прирост спроса на который в КНР и без того будет замедляться из-за торможения ввода новых угольных электростанций: если в 2015 г. в Китае было введено в строй почти 66 гигаватт (ГВт) мощности угольных ТЭС, то в 2019 г. – 48,9 ГВт, а в 2022 г. – 26,8 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor.

В несколько лучшем положении будут находиться производители коксующегося угля, которым будет благоволить как более низкая мощность новых угледобывающих проектов в КНР, так и стремление Китая минимизировать угольный импорт из Австралии, даже несмотря на его возобновление в 2023 г.

На долю России по итогам первых четырех месяцев 2023 г. пришлось 30,8% (9,55 млн т) импорта коксующегося угля в КНР, а на долю Монголии – 49,5% (15,34 млн т), согласно данным Главного таможенного управления. На долю прочих производителей, включая Австралию, пришлось менее 20% импорта коксующегося угля в КНР, тогда как в 2020 г. доля Австралии составляла 48,4% (34,97 млн т по итогам всех двенадцати месяцев года).

@kirillrodionov

Новые квоты ОПЕК+ не приведут к сокращению добычи среди производителей «второго плана»

Решение о сокращении квот ОПЕК+, которое вступит в силу со следующего года, затронуло, в первую очередь, производителей «второго плана», где и без того фактический уровень добычи находится существенно ниже предельного уровня.

Например, квота для Анголы с 2024 г. будет снижена с 1,455 млн баррелей нефти в сутки (б/с) до 1,280 млн б/с, а для Нигерии – с 1,742 млн б/с до 1,380 млн б/с. По оценке S&P Global Platts, фактическая добыча в этих странах в апреле 2023 г. составляла 1,09 млн б/с и 1,18 млн б/с соответственно.

В свою очередь, квота для Республики Конго с 2024 г. будет снижена с 310 тыс. б/с до 276 тыс. б/с, а для Экваториальной Гвинеи – со 121 тыс. б/с до 70 тыс. б/с, тогда добыча нефти в этих странах в апреле 2023 г. достигла «лишь» 280 тыс. б/с и 60 тыс. б/с.

То же самое справедливо и для производителей «второго плана» среди стран «вне ОПЕК». Квота для Азербайджана будет снижена с 684 тыс. б/с до 551 тыс. б/с, а для Малайзии – с 567 тыс. б/с до 401 тыс. б/с, тогда как фактическая добыча в апреле 2023 г. составляла в этих странах 510 тыс. б/с и 390 тыс. б/с соответственно.

Наконец, квота для Брунея будет снижена с 97 тыс. б/с до 83 тыс. б/с, а для Судана – с 72 тыс. б/с до 64 тыс. б/с, в то время как в апреле 2023 г. эти сраны добывали 70 тыс. б/с и 50 тыс. б/с соответственно.

Общая квота этих стран с 2024 г. снизится на 943 тыс. б/с, тогда как в реальности сокращать добычу придется только Конго, да и то – на «микроскопические» 4 тыс. б/с, что эквивалентно 0,00001% от суммарной добычи участников сделки ОПЕК+.

Новые условия сделки практически не затронули «Большую четверку» ОПЕК – Саудовскую Аравию, Ирак и Кувейт, где квоты останутся на текущем уровне, и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), где квота и вовсе увеличится на 200 тыс. б/с.

В этой связи, если вынести за скобки Россию, новые условия сделки приведут не к сокращению, а к увеличению добычи – в том случае, если Ирак, где добыча в апреле 2023 г. была ниже квоты на 331 тыс. б/с, выйдет на предельно допустимый уровень предложения. А это произойдет с высокой вероятностью, поскольку на апрельские показатели добычи повлияло перекрытие трубопровода Киркук-Джейхан, по которому нефть поставляется из северного Ирака в Турцию.

@kirillrodionov

Нефтегазовые доходы бюджета в мае снизились на 36%

Нефтегазовые доходы бюджета по итогам мая снизились на 36% (год к году): если в мае 2022 г. их объем составил 886 млрд руб., то в мае 2023 г. – 570,7 млрд руб., следует из свежих данных Минфина.

Ключевую роль сыграло сокращение поступлений по НДПИ на нефть и экспортным пошлинам на нефть, которые за тот же период в общей сложности снизились на 33% (на 292,4 млрд руб.). Сказалось падение цен на нефть: если в мае 2022 г. средняя цена нефти Urals составляла $78,8 за баррель, то в мае 2023 г. – $53,3 за баррель. Средняя цена Brent North Sea Dated, к которой в мае при расчете НДПИ на нефть применялся фиксированный дисконт в $31 за баррель, в мае 2023 г. достигла $75,5 за баррель, что ниже прошлогоднего показателя Urals даже без учета дисконта.

Доходы по экспортной пошлине на газ снизились на 81% (на 160,7 млрд руб.): сказывается (уже набившее оскомину) сокращение поставок «Газпрома» в Европу: если в мае 2022 г. экспорт «Газпрома» в ЕС составлял 266 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.). то в мае 2023 г. – 65 млн куб. м./сут, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).

Бюджет несколько поддержало сокращение выплат по демпферу, которое из-за падения экспортных цен достигло 60% (снижение на 157,1 млрд руб.). Суммарный объем вычетов для нефтяников (демпфера, обратного акциза на нефтяное сырье и инвестиционной надбавки), на величину которых дисконтируются нефтегазовые доходы, сократился на 39% (на 131,2 млрд руб.).

Доходы также поддержало повышение НДПИ на газ для «Газпрома», который с января 2023 г. по этому налогу доплачивает в бюджет 50 млрд руб. в месяц. В результате сборы по НДПИ на газ в мае 2023 г. превысили уровень годичной давности на 53% (на 36,7 млрд руб.).

Поступления по экспортным пошлинам на нефтепродукты снизились на 34% (на 3,6 млрд руб.): помимо снижения экспортных цен, сказывается налоговый маневр, предполагающий поэтапное обнуление экспортных пошлин в обмен на повышение НДПИ (именно поэтому поступления по экспортной пошлине на нефть корректнее сопоставлять в сумме со сборами по НДПИ на нефть).

Поступления по НДПИ на газовый конденсат снизились на 8% (на 3,3 млрд руб.), а по НДД – на 81% (на 23,2 млрд руб.). Поступления по НДД носят неравномерный характер: например, в 2021 г. 95% сборов по НДД пришлись на апрель, июль и октябрь, а в 2022 г. – на март, апрель, июль и октябрь. Нынешний год не стал исключением: майский объем поступлений по НДД (5,4 млрд руб.) выглядит незначительным на фоне мартовских (220,6 млрд руб.) и апрельских уровней (185,4 млрд руб.) и сам по себе ни о чем не говорит.

Однако в целом по итогам первых пяти месяцев 2023 г. нефтегазовые доходы бюджета снизились в годовом выражении на 50% (на 2,80 трлн руб.). Это лишний раз подчеркивает, что прошлогодний объем нефтегазовых доходов бюджета надолго останется недостижимым максимумом. И привязка НДД и экспортных пошлин к Brent с фиксированным дисконтом, которая «заработает» в июне (на два месяца позже, чем для НДПИ на нефть и обратного акциза на нефть), глобально ничего не изменит.

@kirillrodionov

EIA: Саудовская Аравия в мае сократила добычу на 700 тыс. баррелей в сутки

Саудовская Аравия в мае 2023 г. сократила добычу на 700 тыс. баррелей в сутки, следует из июньского Краткосрочного обзора энергетических рынков, опубликованного Управлением энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Если в апреле 2023 г. добыча нефти в Саудовской Аравии составляла 10,6 млн б/с, то в мае – 9,9 млн б/с.

Среди десяти ведущих стран ОПЕК, участвующих в сделке ОПЕК+, добычу в мае 2023 г. также сократили Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ; на 140 тыс. б/с), Кувейт (на 60 тыс. б/с), Алжир (на 30 тыс. б/с), Республика Конго (на 10 тыс. б/с) и Экваториальная Гвинея (на 10 тыс. б/с).

Прирост добычи был зафиксирован в Анголе (на 80 тыс. б/с), Нигерии (на 20 тыс. б/с) и Габоне (на 10 тыс. б/с), тогда как в Ираке она осталась на апрельском уровне (4,2 млн б/с). В результате общая добыча десяти ведущих стран ОПЕК в мае 2023 г. снизилась на 650 тыс. б/с в сравнении с предшествующим месяцем.

Данные EIA, как правило, расходятся с оценками S&P Global Platts, но они также свидетельствуют о том, что обновленные квоты ОПЕК+, которые вступят в силу с января 2024 г., не потребуют от большинства стран ОПЕК реального сокращения добычи.

По оценке EIA, добыча нефти в мае 2023 г. в десяти ведущих странах ОПЕК была ниже планируемого уровня квот на 1,489 млн б/с: из них 578 тыс. б/с «отставания» приходилось на Саудовскую Аравию; 329 тыс. б/с – на ОАЭ; 231 тыс. б/с – на Ирак; 120 тыс. б/с – на Нигерию; 106 тыс. б/с – на Кувейт; 100 тыс. б/с – на Анголу; 27 тыс. б/с – на Алжир; 26 тыс. б/с – на Республику Конго; а 15 тыс. б/с – на Экваториальную Гвинею.

Единственной из десяти ведущих стран ОПЕК, где добыча была выше планируемого на январь уровня, был Габон, где превышение достигло 43 тыс. б/с. При этом на долю Габона в мае 2023 г. приходился лишь 1% от общей добычи десяти стран ОПЕК, участвующих в сделке. Для сравнения: доля Саудовской Аравии составляла 42%, доля Ирака – 18%, а доли ОАЭ и Кувейта – 12% и 11% соответственно.

@kirillrodionov

Сокращение нефтегазовых доходов стало ключевым фактором рекордного дефицита бюджета

Дефицит федерального бюджета по итогам первых пяти месяцев 2023 г. составил 3,41 трлн руб., следует из данных Минфина. Для сравнения: согласно Закону о бюджете на 2023 г., дефицит по итогам всех 12 месяцев года должен был составить 2,93 трлн руб.

Решающий вклад в формирование дефицита внесло падение нефтегазовых доходов, которые по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизились чуть более чем на 2,80 трлн руб. Вторым по значимости фактором стало «увеличение госзакупок» (на 1,20 трлн руб.).

Бюджет несколько поддержало увеличение ненефтегазовых доходов (на 580 млрд руб.), в том числе за счет прироста поступлений по НДС (на 611 млрд руб.). Однако это не предотвратило образование дефицита, который еще по итогам первых четырех месяцев 2023 г. превысил годовой план.

Для нефтегазовой отрасли это означает риск дальнейшего увеличения налоговой нагрузки, что уже выразилось в привязке налогов и пошлин к цене Brent с фиксированным дисконтом: с апреля 2023 г. такая привязка «заработала» для НДПИ на нефть и обратного акциза на нефть, а с июня – для НДД и экспортной пошлины на нефть. Минфин планирует с осени урезать демпфер, при том что выплаты по демпферу и без того снизились более чем вдвое из-за падения экспортных цен (с 1062,5 млрд руб. в январе-мае 2022 г. до 464 млрд руб. в январе-мае 2023 г.).

Демпфер, де-факто, является компенсацией нефтяникам за удержание топливных цен в пределах инфляции. Поэтому сокращение демпфера может привести к скачку цен на топливном рынке, с учетом того, регуляторы не предпринимают реальных мер, которые могли всерьез воздействовать на цены.

Хотя именно такой эффект могло бы принести снижение топливных акцизов, которые уплачивают НПЗ, а также повышение норматива биржевых продаж до, как минимум, 25% (против 12% для бензина и 8,5% для дизеля): это бы снизило издержки производителей нефтепродуктов и при этом увеличило бы доступность топлива для независимых АЗС, из-за чего операторам крупных сетей было бы сложнее повышать цены без угрозы потери рынка.

@kirillrodionov

Морской экспорт нефти из России достиг нового максимума

Морской экспорт нефти из России в мае 2023 г. увеличился чуть более чем на 110 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, достигнув 3,87 млн б/с – максимального уровня с февраля 2022 г., следует из данных S&P Global Platts. Для сравнения: до февраля 2022 г. средний объем танкерных поставок нефти из РФ составлял 3,1 млн б/с.

Драйвером прироста стали морские поставки в Индию, которые в мае 2023 г. выросли на 14%, достигнув 2 млн б/с. Поставки в Китай снились более чем на 130 тыс. б/с (до 1,13 млн б/с), тогда как поставки в Турцию – выросли на 130 тыс. б/с (до 264 тыс. б/с), достигнув семимесячного максимума. В результате Турция стала третьим по величине «реципиентом» морских поставок нефти из России, сместив с этой позицию Южную Корею, которая в мае 2023 г. сократила импорт нефти из РФ на 53 тыс. б/с (до 163 тыс. б/с).

Свыше 90% поставок в мае 2023 г. приходилось на страны Азии (включая Турцию), тогда как до февраля 2022 г. их доля составляла лишь 34%. К числу европейских импортеров относится Болгария (75 тыс. б/с в мае 2023 г.), сохранившая право на морской импорт нефти из РФ до конца 2024 г., а также страны, у берегов которых происходит перевалка нефти «с борта на борт»: крупнейшим таким импортером в мае 2023 г. стала Греция, в территориальных водах которой объем перевалки составил 73 тыс. б/с.

Ключевым экспортным сортом остается Urals, объем морских поставок которого в мае 2023 г. достиг 2,3 млн б/с (против 2,2 млн б/с в апреле 2022 г.). Важным стимулом поставок по-прежнему являются высокие скидки на российские сырье: по оценки S&P Global Platts, дисконт Urals к Brent по итогам первых трех недель мая 2023 г. достиг $26 за баррель, тогда как в январе 2022 г. он составлял $3,7 за баррель.

@kirillrodionov

Российский экспорт нефтепродуктов снизился на 13% из-за ремонтов на НПЗ

Морской экспорт нефтепродуктов из России в мае 2023 г. снизился на 13% в сравнении с предшествующим месяцем, следует из данных S&P Global Platts. Если в апреле 2023 г. его объем составлял чуть меньше 2,60 млн баррелей в сутки (б/с), то в мае – 2,27 млн б/с.

Ключевым фактором сокращения стали сезонные ремонты на НПЗ: объем простаивающих из-за ремонтов нефтеперерабатывающих мощностей к 19 мая 2023 г. составлял 1,6 млн б/с. Ремонты на НПЗ также стали одной из причин сокращения добычи нефти, которое достигло 470 тыс. б/с в период с февраля по апрель 2023 г., согласно оценке S&P Global Platts.

Единственным значимым изменением в географии экспорта стало сокращение поставок в Саудовскую Аравию – с 278 тыс. б/с в апреле 2023 г. до 105 тыс. б/с в мае. Будучи крупным производителем нефти и нефтепродуктов, Саудовская Аравия импортирует «дешевые» мазут и дизель из РФ для реэкспорта топлива в Европу.

Крупнейшим импортером нефтепродуктов из РФ осталась Турция, которая в марте сократила импорт на 15 тыс. б/с (до 426 тыс. б/с). Вторым по величине импортером остался Китай, который сократил импорт нефтепродуктов из РФ на 55 тыс. б/с (до 268 тыс. б/с), тогда как уже упомянутая Саудовская Аравия переместилась с третьей на седьмую строчку. Первую тройку замкнул Сингапур, который нарастил импорт нефтепродуктов из РФ на 172 тыс. б/с (до 264 тыс. б/с).

Четвертое место заняла Греция, у берегов которой происходит перевалка нефтепродуктов «с борта на борт» (229 тыс. б/с); за ней следуют Объединенные Арабские Эмираты (151 тыс. б/с), Бразилия (146 тыс. б/с), Саудовская Аравия (105 тыс. б/с), Индия (102 тыс. б/с) и Малайзия (95 тыс. б/с).

Топ-15 импортеров замыкают шесть стран Африки (Тунис, Того, Сенегал, Ливия, Нигерия, Египет), суммарный импорт которых в мае 2023 г. достиг 244 тыс. б/с, что сопоставимо с объем поставок российских нефтепродуктов в Китай. В январе 2022 г. ни одна из этих стран не входила в Топ-15 импортеров российских нефтепродуктов, к числу которых тогда относились, в том числе, Великобритания и десять стран ЕС. Это косвенно свидетельствует о том, что страны Африки также реэкспортируют российское топливо в Европу.

@kirillrodionov

Platts: страны ОПЕК+ в мае сократили добычу на 670 тыс. баррелей в сутки

Страны ОПЕК+ в мае 2023 г. снизили добычу нефти на 670 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из оценки S&P Global Platts. Десять ведущих стран ОПЕК сократили добычу на 440 тыс. б/с, а девять остальных участников сделки – на 230 тыс. б/с.

Среди стран ОПЕК решающий вклад в сокращение добычи ожидаемо внесла Саудовская Аравия, которая уменьшила предложение на 500 тыс. б/с. Добычу также снизили Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ; на 140 тыс. б/с), Кувейт (на 130 тыс. б/с) и Алжир (на 40 тыс. б/с), тогда как Республика Конго увеличила ее на 10 тыс. б/с, Ангола – на 30 тыс. б/с, а Нигерия – на 220 тыс. б/с.

В последнем случае прирост связан с завершением забастовки работников ExxonMobil в Нигерии, из-за которой в середине апреля 2023 г. была остановлена отгрузка нефти с четырех экспортных терминалов (Эрха, Куа-Ибоэ, Усан и Йохо). Добыча в остальных ведущих странах ОПЕК осталась на апрельском уровне, в том числе в Ираке, который еще не возобновил поставки нефти в Турцию из Северного Курдистана по трубопроводу Киркук – Джейхан, приостановленные 25 марта.

Среди стран вне ОПЕК добычу сильнее всего – на 150 тыс. б/с – сократила Россия, в результате абсолютный уровень добычи в РФ по итогам мая 2023 г. (9,45 млн б/с) был на 410 тыс. б/с ниже, чем в феврале 2023 г. (9,86 млн б/с). Добычу в мае 2023 г. также сократили Казахстан (на 50 тыс. б/с), Азербайджан (на 10 тыс. б/с) и Малайзия (на 10 тыс. б/с), тогда как в остальных странах сделки (Бахрейн, Бруней, Оман, Судан, Южный Судан) она осталась на апрельском уровне.

Практически для всех участников сделки характерно сильное «отставание» от квот. Добыча десяти ведущих стран ОПЕК по итогам мая 2023 г. была ниже квотируемого уровня на 1,836 млн б/с, а добыча девяти остальных участников сделки – на 1,517 млн б/с. Общее «отставание» от квот достигло 3,353 млн б/с, что превышает уровень добычи в ОАЭ (2,90 млн б/с в мае 2023 г.), которые являются третьим по величине производителем среди стран ОПЕК.

Сжатие предложения происходит в преддверии летнего скачка спроса, который отразится на динамике потребления нефти во второй половине года. По оценке Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США, глобальный спрос на нефть в период с июля по декабрь 2023 г. превзойдет уровень первых шести месяцев года на 1,25 млн б/с.

Однако ключевым фактором для рынка, скорее всего, будет оставаться политика Федрезерва США, который десять раз повышал ставку по федеральным фондам в период с марта 2022 г. по май 2023 г. Если ФРС продолжит политику повышения ставок, цены, в лучшем случае, будут оставаться вблизи нынешнего уровня в $75 за баррель.

@kirillrodionov

Что происходит с добычей нефти в России?

Ключевой индикатор российской нефтяной отрасли – динамика добычи нефти – находится под завесой тайны. Росстат прекратил публикацию данных о добыче нефти, а «Интерфакс» – перестал «ретранслировать» данные ЦДУ ТЭК (подведомственной организации Минэнерго). Наряду с уходом из России компании Refinitiv, которая также ретранслировала ЦДУ ТЭК, это создало информационный вакуум, который приходится заполнять данными сторонних агентств, которые всегда были вторичны по отношению к российским источникам.

Данные сторонних агентств можно разделить на два основных типа. К первым относятся агентства, которые в статистике добычи учитывают не только нефть, но и прочие жидкие углеводороды: газовый конденсат, а также широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) – смесь этана, пропана и бутана. Соответственно, ко второй группе относятся источники, в которых представлены данные исключительно по нефти, без газового конденсата и ШФЛУ.

К источникам первого типа относятся Short-Term Energy Outlook, который ежемесячно публикуется Управлением энергетической информации (EIA) Минэнерго США, а также Monthly Oil Market Report, который ежемесячно выпускает ОПЕК. Данные EIA наиболее оперативны (статистика за май доступна уже в июне) и при этом удобны в использовании: каждый выпуск STEO сопровождается xls с красивым статистическим рядом, в который уже «прошита» корректировка данных за более ранние периоды. И наоборот, данные ОПЕК менее «оперативны» (в мае доступна статистика только за март), при этом их приходится «выискивать» внутри PDF.

По данным EIA, добыча нефти и прочих жидких углеводородов в России снизилась с 11,11 млн б/с в феврале 2023 г. до 10,63 млн б/с в мае 2023 г., т.е. на 480 тыс. б/с. По данным ОПЕК, добыча нефти и прочих жидких углеводородов в РФ в марте 2023 г. снизилась на 282 тыс. б/с, до 11,1 млн б/с: из них 9,7 млн б/с приходилось на нефть, а 1,4 млн б/с – на все прочие углеводороды. Оценку за апрель ОПЕК представит 13 июня 2023 г., когда выйдет в свет июньский выпуск Monthly Oil Market Report.

К источникам второго типа, которые публикуют данные только по добыче нефти (без учета конденсата и ШФЛУ), относятся ежемесячный Oil Market Report от Международного энергетического агентства (МЭА), а также сводка по добыче нефти на «устье скважины» в странах ОПЕК+, которую ежемесячно публикует S&P Global Platts: в ее основе лежит информация «от представителей нефтяной отрасли, трейдеров и аналитиков», а также анализ данных о судоходстве, спутниковых снимков и динамики коммерческих запасов.

По оценке S&P Global Platts, добыча нефти в России снизилась с 9,86 млн б/с в феврале 2023 г. до 9,45 млн б/с в мае 2023 г., т.е. на 410 тыс. б/с. По оценке МЭА, добыча нефти в России снизилась с 9,87 млн б/с в феврале 2023 г. до 9,6 млн б/с в марте 2023 г., а в апреле осталась на том же уровне (9,6 млн б/с). Данные за май будут представлены в июньском выпуске Oil Market Report, который будет опубликован 14 июня 2023 г.

Резюмируя: согласно оценкам агентств, которые публикуют данные наиболее оперативно, сокращение добычи нефти в России в период с февраля по май 2023 г. составило от 410 тыс. б/с (оценка S&P Global Platts, включающая только нефть) до 480 тыс. б/с (оценка EIA, включающая нефть, газовый конденсат и ШФЛУ). Естественно, эти оценки необходимо использовать по-отдельности, без «смешения» рядов.

Для сравнения: в феврале 2023 г. вице-премьер РФ Александр Новак заявлял, что Россия с марта сократит добычу на 500 тыс. б/с.

@kirillrodionov

Реакторы на российских технологиях обеспечивают свыше 20% мощности строящихся за пределами РФ атомных энергоблоков

К июню 2023 г. за пределами РФ шло строительство 54 атомных энергоблоков общей «чистой» мощностью 56,4 гигаватта (ГВт), следует из данных Информационной системы МАГАТЭ по атомным реакторам. Из них 19 энергоблоков на 19,7 ГВт «чистой» мощности приходилось на реакторы, которые были разработаны в России.

В это число не входят атомные энергоблоки, которые уже были подключены к сети (как в случае со вторым энергоблоком Белорусской АЭС, подключенном к сети в мае 2023 г.), а также заявленные энергоблоки, фактическое строительство которых пока не началось (как в случае пятого и шестого энергоблоков АЭС «Пакш» в Венгрии). В свою очередь, показатель «чистой» мощности отражает абсолютную мощность за вычетом мощности, необходимой для обеспечения работы реактора.

Все зарубежные энергоблоки, строящиеся на основе российских технологий, относятся к серии ВВЭР – водо-водяных энергетических реакторов, в которых вода используется и в качестве теплоносителя, и в качестве замедлителя нейтронов, который необходим для обеспечения взаимодействия нейтронов с ядерным топливом. Первый реактор из серии ВВЭР был введен в строй в 1964 г. на Нововоронежской АЭС, а за рубежом – в 1966 г. на АЭС «Райнсберг» в ГДР.

Крупнейшим проектом, реализующимся на российских технологиях, является турецкая АЭС «Аккую», которая будет оборудована четырьмя реакторами ВВЭР-1200 общей «чистой» мощностью 4,46 ГВт. Модификации ВВЭР-12000 также используются на четырех строящихся энергоблоках в Китае (третий и четвертый энергоблоки АЭС «Сюйдапу», седьмой и восьмой энергоблоки Тяньваньской АЭС), а также на двух энергоблоках АЭС «Руппур» в Бангладеш и трех энергоблоках АЭС «Эль-Дабаа» в Египте.

К числу реализуемых на российских технологиях проектов также относятся четыре строящихся энергоблока АЭС «Куданкулам», основой которых станут реакторы серии ВВЭР-1000 общей «чистой» мощностью 3,67 ГВт; а также четвертый энергоблок словацкой АЭС «Моховце» (ВВЭР-440) и второй энергоблок АЭС «Бушер» (ВВЭР-1000), строительство которого, по данным МАГАТЭ, началось в сентябре 2019 г.

В статистику проектов с российским участием не включены третий и четвертый энергоблоки «Хмельницкой» АЭС, которые должны быть оборудованы реакторами серии «ВВЭР-1000»: производителем реакторов станет чешская Škoda LS, которая до июня 2022 г. принадлежала компании «Объединенные машиностроительные заводы», входящей в состав «Газпромбанка».

@kirillrodionov