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
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
WSJ
WSJ News Exclusive | Saudi Arabia, Russia Ties Under Strain Over Oil-Production Cuts
Tensions are rising between Saudi Arabia and Russia as Moscow keeps pumping large volumes of cheaper crude into the market, undermining Riyadh’s efforts to bolster energy prices.
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
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
S&P Global
Russia behind 225% spike in shadowy oil transfers at sea
Huge jump in opaque operations in Russia EEZ IMO rules not seen effectively regulating dark STS Future sanctions may target insurers, finance As Russia seeks to up its game in circumventing Western sa
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
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
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
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
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
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
minfin.gov.ru
Предварительная оценка исполнения федерального бюджета за январь-май 2023 года
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
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
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
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
S&P Global
OPEC+ May crude output tumbles in first month of expanded voluntary cuts: Platts survey
OPEC+ production down 670,000 b/d on month Russian output 410,000 b/d below Feb baseline Shortfall to quotas rises to all time high 3.53 mil b/d OPEC and its allies have begun accelerating their tight
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
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
www.eia.gov
Short-Term Energy Outlook - U.S. Energy Information Administration (EIA)
Energy Information Administration - EIA - Official Energy Statistics from the U.S. Government
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
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
pris.iaea.org
PRIS - Home
This page will guide you through the Power Reactor Information System (PRIS) database, widely considered to be the most authoritative data base on nuclear power reactors. It contains information on operating experience of worldwide nuclear power plants. PRIS…
Экспорт российских атомных технологий сильно зависит от госкредитов
Высокая доля России в глобальной структуре мощности строящихся АЭС во многом связана с субсидированием зарубежных проектов либо за счет кредитов госбанков, либо вовсе напрямую из федерального бюджета.
Например, строительство двух энергоблоков АЭС «Руппур» в Бангладеш было профинансировано за счет госкредита на $11,38 млрд, предоставление которого было санкционировано Распоряжением правительства от 14 июля 2016 г. Кредит должен был обеспечить 90% общей стоимости строительства АЭС, которая оценивалась в $12,65 млрд.
В свою очередь, для строительства третьего и четвертого энергоблоков индийской АЭС «Куданкулам» общей стоимостью $6,4 млрд был предоставлен госкредит на $3,4 млрд, а на строительство пятого и шестого энергоблоков той же АЭС – еще один госкредит на $4,2 млрд.
Наиболее масштабный госкредит планировалось предоставить в рамках строительства АЭС «Эль Дабаа», на которой уже идет сооружение трех из четырех заявленных ранее реакторов. Как сообщали российские СМИ, Египет еще в 2016 г. утвердил соглашение о привлечении российского кредита в размере до $25 млрд.
Наконец, строительство АЭС «Аккую» в Турции «Росатом» финансирует полностью за свой счет, реализуя проект по модели Build-Own-Operate («строй-владей-эксплуатируй»). При этом в 2019 г. компания-оператор проекта, АО АККУЮ НУКЛЕАР (входящая в состав ГК «Росатом»), привлекла от «Сбербанка» кредит на $400 млн сроком на 7 лет, а в 2021 г. – еще два кредита на $500 млн и $300 млн соответственно (также сроком на 7 лет).
Этот список не является исчерпывающим, но он достаточно красноречиво подчеркивает главную проблему российского атомного экспорта – дефицит платежеспособных клиентов, которые бы оплачивали поставки оборудования, а также услуги по проектированию и строительству АЭС из собственных средств, а не за счет кредитов российской стороны.
Высокая доля России в глобальной структуре мощности строящихся АЭС во многом связана с субсидированием зарубежных проектов либо за счет кредитов госбанков, либо вовсе напрямую из федерального бюджета.
Например, строительство двух энергоблоков АЭС «Руппур» в Бангладеш было профинансировано за счет госкредита на $11,38 млрд, предоставление которого было санкционировано Распоряжением правительства от 14 июля 2016 г. Кредит должен был обеспечить 90% общей стоимости строительства АЭС, которая оценивалась в $12,65 млрд.
В свою очередь, для строительства третьего и четвертого энергоблоков индийской АЭС «Куданкулам» общей стоимостью $6,4 млрд был предоставлен госкредит на $3,4 млрд, а на строительство пятого и шестого энергоблоков той же АЭС – еще один госкредит на $4,2 млрд.
Наиболее масштабный госкредит планировалось предоставить в рамках строительства АЭС «Эль Дабаа», на которой уже идет сооружение трех из четырех заявленных ранее реакторов. Как сообщали российские СМИ, Египет еще в 2016 г. утвердил соглашение о привлечении российского кредита в размере до $25 млрд.
Наконец, строительство АЭС «Аккую» в Турции «Росатом» финансирует полностью за свой счет, реализуя проект по модели Build-Own-Operate («строй-владей-эксплуатируй»). При этом в 2019 г. компания-оператор проекта, АО АККУЮ НУКЛЕАР (входящая в состав ГК «Росатом»), привлекла от «Сбербанка» кредит на $400 млн сроком на 7 лет, а в 2021 г. – еще два кредита на $500 млн и $300 млн соответственно (также сроком на 7 лет).
Этот список не является исчерпывающим, но он достаточно красноречиво подчеркивает главную проблему российского атомного экспорта – дефицит платежеспособных клиентов, которые бы оплачивали поставки оборудования, а также услуги по проектированию и строительству АЭС из собственных средств, а не за счет кредитов российской стороны.
publication.pravo.gov.ru
Распоряжение Правительства Российской Федерации от 14.07.2016 № 1502-р ∙ Официальное опубликование правовых актов
Распоряжение Правительства Российской Федерации от 14.07.2016 № 1502-р
"О подписании Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Народной Республики Бангладеш о предоставлении Правительству Народной Республики Бангладеш государственного…
"О подписании Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Народной Республики Бангладеш о предоставлении Правительству Народной Республики Бангладеш государственного…
Прирост добычи вне ОПЕК будет сопоставим с майским сокращением квот ОПЕК+
Прирост добычи нефти и газового конденсата в странах, не входящих в состав ОПЕК, по итогам 2023 г. достигнет 1,43 млн баррелей в сутки (б/с), следует из ежемесячного обзора по нефтяному рынку, опубликованного ОПЕК 13 июня 2023 г. Это сопоставимо с последним раундом сокращения квот ОПЕК+, которые в мае 2023 г. были урезаны на 1,66 млн б/с; а также с объемом добычи нефти в Нигерии, которая является пятым по величине производителем ОПЕК (не считая Ирана).
Лидером по приросту добычи станут США и страны Латинской Америки (Гайана, Бразилия), где добыча вырастет на 1,06 млн б/с и 380 тыс. б/с соответственно. Прирост в этих и некоторых других странах будет отчасти компенсирован сокращением добычи в России, которое по итогам нынешнего года составит 750 тыс. б/с.
Десять ведущих стран ОПЕК, участвующих в сделке ОПЕК+, в мае 2023 г. сократили добычу на 542 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем. Основной вклад внесли Саудовская Аравия и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), которые сократили добычу на 519 тыс. б/с и 140 тыс. б/с соответственно. Добычу также сократили Кувейт (на 95 тыс. б/с), Алжир (на 36 тыс. б/с) и Экваториальная Гвинея (на 4 тыс. б/с).
Прирост добычи по итогам мая 2023 г. был зафиксирован в Габоне (+1 тыс. б/с), Республике Конго (+4 тыс. б/с), Ираке (+ 22 тыс. б/с), Анголе (+ 54 тыс. б/с), и Нигерии (+171 тыс. б/с). В последнем случае сказалось прекращение забастовки работников ExxonMobil, из-за которых в середине апреля была заблокирована отгрузка нефти с нескольких экспортных нефтеналивных терминалов в Нигерии. Однако это не предотвратило кумулятивного сокращения добычи.
Добыча нефти в России, сократившись в марте 2023 г. на 282 тыс. б/с, в апреле 2023 г. снизилась еще на 176 тыс. б/с (включая газовый конденсат). Общее сокращение добычи к уровню февраля по итогам апреля 2023 г. составило 458 тыс. б/с. Для сравнения: вице-премьер Александр Новак в начале февраля 2023 г. заявлял, что Россия с марта сократит добычу на 500 тыс. б/с.
Коммерческие запасы нефти в странах ОЭСР в апреле 2023 г. выросли на 30,2 млн баррелей, достигнув 2 808 млн баррелей. Это на 144 млн баррелей выше, чем в апреле 2022 г., но при этом ниже среднего уровня предшествующих пяти лет на 74 млн баррелей; в сравнении же со средним уровнем 2015-2019 гг. это ниже на 119 млн баррелей (что косвенно говорит о достаточно неплохом спросе, даже несмотря на широко обсуждаемые риски торможения мировой экономики).
ОПЕК ненамного повысила прогноз по приросту глобального нефтяного спроса на 2023 г.: в мае ОПЕК прогнозировала прирост на 2,33 млн б/с, тогда как в июне – прирост на 2,35 млн б/с. Драйверами прироста должны стать Китай (+ 840 тыс. б/с), Индия (+ 240 тыс. б/с) и прочие страны Азии (+ 330 тыс. б/с), не считая стран Ближнего Востока.
@kirillrodionov
Прирост добычи нефти и газового конденсата в странах, не входящих в состав ОПЕК, по итогам 2023 г. достигнет 1,43 млн баррелей в сутки (б/с), следует из ежемесячного обзора по нефтяному рынку, опубликованного ОПЕК 13 июня 2023 г. Это сопоставимо с последним раундом сокращения квот ОПЕК+, которые в мае 2023 г. были урезаны на 1,66 млн б/с; а также с объемом добычи нефти в Нигерии, которая является пятым по величине производителем ОПЕК (не считая Ирана).
Лидером по приросту добычи станут США и страны Латинской Америки (Гайана, Бразилия), где добыча вырастет на 1,06 млн б/с и 380 тыс. б/с соответственно. Прирост в этих и некоторых других странах будет отчасти компенсирован сокращением добычи в России, которое по итогам нынешнего года составит 750 тыс. б/с.
Десять ведущих стран ОПЕК, участвующих в сделке ОПЕК+, в мае 2023 г. сократили добычу на 542 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем. Основной вклад внесли Саудовская Аравия и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), которые сократили добычу на 519 тыс. б/с и 140 тыс. б/с соответственно. Добычу также сократили Кувейт (на 95 тыс. б/с), Алжир (на 36 тыс. б/с) и Экваториальная Гвинея (на 4 тыс. б/с).
Прирост добычи по итогам мая 2023 г. был зафиксирован в Габоне (+1 тыс. б/с), Республике Конго (+4 тыс. б/с), Ираке (+ 22 тыс. б/с), Анголе (+ 54 тыс. б/с), и Нигерии (+171 тыс. б/с). В последнем случае сказалось прекращение забастовки работников ExxonMobil, из-за которых в середине апреля была заблокирована отгрузка нефти с нескольких экспортных нефтеналивных терминалов в Нигерии. Однако это не предотвратило кумулятивного сокращения добычи.
Добыча нефти в России, сократившись в марте 2023 г. на 282 тыс. б/с, в апреле 2023 г. снизилась еще на 176 тыс. б/с (включая газовый конденсат). Общее сокращение добычи к уровню февраля по итогам апреля 2023 г. составило 458 тыс. б/с. Для сравнения: вице-премьер Александр Новак в начале февраля 2023 г. заявлял, что Россия с марта сократит добычу на 500 тыс. б/с.
Коммерческие запасы нефти в странах ОЭСР в апреле 2023 г. выросли на 30,2 млн баррелей, достигнув 2 808 млн баррелей. Это на 144 млн баррелей выше, чем в апреле 2022 г., но при этом ниже среднего уровня предшествующих пяти лет на 74 млн баррелей; в сравнении же со средним уровнем 2015-2019 гг. это ниже на 119 млн баррелей (что косвенно говорит о достаточно неплохом спросе, даже несмотря на широко обсуждаемые риски торможения мировой экономики).
ОПЕК ненамного повысила прогноз по приросту глобального нефтяного спроса на 2023 г.: в мае ОПЕК прогнозировала прирост на 2,33 млн б/с, тогда как в июне – прирост на 2,35 млн б/с. Драйверами прироста должны стать Китай (+ 840 тыс. б/с), Индия (+ 240 тыс. б/с) и прочие страны Азии (+ 330 тыс. б/с), не считая стран Ближнего Востока.
@kirillrodionov
МЭА: Россия в мае сократила добычу на 150 тыс. баррелей в сутки
Россия в мае 2023 г. сократила добычу нефти на 150 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из июньского выпуска Oil Market Report, опубликованного в среду Международным энергетическим агентством (МЭА). В абсолютном выражении добыча нефти достигла 9,45 млн б/с, без учета конденсата (против 9,87 млн б/с в феврале 2023 г. и 9,60 млн б/с в марте и апреле 2023 г.).
Оценка МЭА коррелирует с данными S&P Global Platts, в которых также учитывается только добыча нефти (без газового конденсата). По оценке S&P Global Platts, добыча нефти в РФ снизилась с 9,86 млн б/с в феврале 2022 г. до 9,60 млн б/с в марте и апреле, а в мае 2023 г. – до 9,45 млн б/с.
Оценку за май также представило Управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США, которое в статистике добычи учитывает не только нефть, но и газовый конденсат. По оценке EIA, добыча нефти в РФ снизилась c 11,11 млн б/с в феврале 2023 г. до 10,86 млн б/с в марте, 10,71 млн б/с в апреле и 10,63 млн б/с в мае 2023 г.
В результате сокращение добычи в период с февраля по май 2023 г. могло составить от 410 тыс. б/с (оценка S&P Global Platts, учитывающая только нефть) и 420 тыс. б/с (оценка МЭА, учитывающая только нефть) до 480 тыс. б/с (оценка EIA, учитывающая нефть и газовый конденсат).
Тем самым, решение о сокращении добычи нефти на 500 тыс. б/с, анонсированное вице-премьером Александром Новаком в феврале, нашло реальное воплощение. При этом в апреле Россия обязалась реализовывать это решение в рамках сделки ОПЕК+ до конца 2023 г., а в июне – объявила о его пролонгации до конца 2024 г.
И это – плохой знак для нефтегазовых доходов бюджета, которые и без того сокращаются под воздействием падающих цен на нефть. По данным Минфина, поступления по НДПИ на нефть и экспортным пошлинам на нефть по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизились на 48% (на 2,23 трлн руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г.
Россия в мае 2023 г. сократила добычу нефти на 150 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из июньского выпуска Oil Market Report, опубликованного в среду Международным энергетическим агентством (МЭА). В абсолютном выражении добыча нефти достигла 9,45 млн б/с, без учета конденсата (против 9,87 млн б/с в феврале 2023 г. и 9,60 млн б/с в марте и апреле 2023 г.).
Оценка МЭА коррелирует с данными S&P Global Platts, в которых также учитывается только добыча нефти (без газового конденсата). По оценке S&P Global Platts, добыча нефти в РФ снизилась с 9,86 млн б/с в феврале 2022 г. до 9,60 млн б/с в марте и апреле, а в мае 2023 г. – до 9,45 млн б/с.
Оценку за май также представило Управление энергетической информации (EIA) Минэнерго США, которое в статистике добычи учитывает не только нефть, но и газовый конденсат. По оценке EIA, добыча нефти в РФ снизилась c 11,11 млн б/с в феврале 2023 г. до 10,86 млн б/с в марте, 10,71 млн б/с в апреле и 10,63 млн б/с в мае 2023 г.
В результате сокращение добычи в период с февраля по май 2023 г. могло составить от 410 тыс. б/с (оценка S&P Global Platts, учитывающая только нефть) и 420 тыс. б/с (оценка МЭА, учитывающая только нефть) до 480 тыс. б/с (оценка EIA, учитывающая нефть и газовый конденсат).
Тем самым, решение о сокращении добычи нефти на 500 тыс. б/с, анонсированное вице-премьером Александром Новаком в феврале, нашло реальное воплощение. При этом в апреле Россия обязалась реализовывать это решение в рамках сделки ОПЕК+ до конца 2023 г., а в июне – объявила о его пролонгации до конца 2024 г.
И это – плохой знак для нефтегазовых доходов бюджета, которые и без того сокращаются под воздействием падающих цен на нефть. По данным Минфина, поступления по НДПИ на нефть и экспортным пошлинам на нефть по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизились на 48% (на 2,23 трлн руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г.
IEA
Oil Market Report - June 2023 – Analysis - IEA
Oil Market Report - June 2023 - Analysis and key findings. A report by the International Energy Agency.
Сокращение поставок «Газпрома» остается ключевой причиной снижения импорта газа в Европе
Импорт газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев года снизился на 20% в годовом выражении: если в период с января по май 2022 г. его объем составил 1068 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.), то с января по май 2023 г. – 855 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Ключевой причиной стало сокращение поставок «Газпрома», которые в период с января по май 2023 г. снизились на 226 млн куб. м/сут. (до 68 млн куб. м/сут.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. Поставки сжиженного природного газа (СПГ) выросли на 9 млн куб. м/сут. (до 340 млн куб. м/сут.), а трубопроводные поставки из Норвегии, Великобритании, Азербайджана и стран Северной Африки – выросли на 4 млн куб. м/сут. (до 447 млн куб. м/сут.).
Конечный спрос также продолжал сокращаться: по данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 15% в годовом выражении – до 178,8 тераватт-часа (ТВт*Ч) против 211,2 ТВт*Ч в январе-мае 2022 г. Сокращение на 32,4 ТВт*Ч сопоставимо с годовым объемом выработки электроэнергии из всех источников в Венгрии (35,8 ТВт*Ч в 2021 г., согласно Обзору мировой энергетики BP).
Сокращение газовой генерации во многом связано с целенаправленной экономия газа: страны ЕС летом прошлого года договорились снизить потребление газа в период с 1 августа 2022 г. по 31 марта 2023 г. на 15% в сравнении со среднем уровнем предшествующих пяти лет. Помимо электроэнергетики, экономия должна была также затронуть промышленный и жилищный сектор.
Фактическая экономия оказалась выше планируемой: по данным Евростата, спрос на газ в ЕС в период с августа 2022 г. по март 2023 г. снизился на 17,7% в сравнении со средним уровнем этих месяцев в 2017-2022 гг. Впрочем, это могло повлиять на динамику промышленности. По данным Евростата, промышленное производство в странах Еврозоны сокращалось на протяжении двух из последних из шести месяцев, по которым доступна статистика (ноябрь 2022 г. – апрель 2023 г.): в декабре 2022 г. промпроизводство сократилось на 2% (год к году), а в марте 2023 г. – на 1,4%.
@kirillrodionov
Импорт газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев года снизился на 20% в годовом выражении: если в период с января по май 2022 г. его объем составил 1068 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.), то с января по май 2023 г. – 855 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Ключевой причиной стало сокращение поставок «Газпрома», которые в период с января по май 2023 г. снизились на 226 млн куб. м/сут. (до 68 млн куб. м/сут.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. Поставки сжиженного природного газа (СПГ) выросли на 9 млн куб. м/сут. (до 340 млн куб. м/сут.), а трубопроводные поставки из Норвегии, Великобритании, Азербайджана и стран Северной Африки – выросли на 4 млн куб. м/сут. (до 447 млн куб. м/сут.).
Конечный спрос также продолжал сокращаться: по данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 15% в годовом выражении – до 178,8 тераватт-часа (ТВт*Ч) против 211,2 ТВт*Ч в январе-мае 2022 г. Сокращение на 32,4 ТВт*Ч сопоставимо с годовым объемом выработки электроэнергии из всех источников в Венгрии (35,8 ТВт*Ч в 2021 г., согласно Обзору мировой энергетики BP).
Сокращение газовой генерации во многом связано с целенаправленной экономия газа: страны ЕС летом прошлого года договорились снизить потребление газа в период с 1 августа 2022 г. по 31 марта 2023 г. на 15% в сравнении со среднем уровнем предшествующих пяти лет. Помимо электроэнергетики, экономия должна была также затронуть промышленный и жилищный сектор.
Фактическая экономия оказалась выше планируемой: по данным Евростата, спрос на газ в ЕС в период с августа 2022 г. по март 2023 г. снизился на 17,7% в сравнении со средним уровнем этих месяцев в 2017-2022 гг. Впрочем, это могло повлиять на динамику промышленности. По данным Евростата, промышленное производство в странах Еврозоны сокращалось на протяжении двух из последних из шести месяцев, по которым доступна статистика (ноябрь 2022 г. – апрель 2023 г.): в декабре 2022 г. промпроизводство сократилось на 2% (год к году), а в марте 2023 г. – на 1,4%.
@kirillrodionov
gasdashboard.entsog.eu
European Gas Flow dashboard by ENTSOG
ENTSOG has created a dashboard to support stakeholders and policy makers to better understand and use data in relation to European gas flows, LNG, and storages. The information presented in the dashboard is sourced from ENTSOG’s Transparency Platform and…
Спрос на авиационное топливо в США достиг максимума с начала пандемии COVID-19
Спрос на авиакеросин в США в мае 2023 г. вырос четвертый месяц подряд, следует из данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Если в январе 2023 г. спрос составлял 1,50 млн баррелей в сутки (б/с), то в мае 2023 г. – 1,66 млн б/с.
В последний раз более высокий показатель был зафиксирован в январе 2020 г., когда спрос на авиакеросин достиг 1,67 млн б/с, после чего из-за локдаунов началось сжатие спроса. Тем самым потребление авиакеросина в США достигло максимального уровня с начала пандемии COVID-19.
На восстановление авиаперевозок указывают и данные Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA), согласно которым выполненный пассажирооборот (RPK) внутренних авиарейсов в США в апреле 2023 г. превысил уровень аналогичного месяца 2019 г. на 3,3%.
Растут и легковые автомобильные перевозки. По данным EIA, потребление автомобильного бензина в США в мае 2023 г. достигло 9,22 млн б/с. С начала пандемии COVID-19 более высокие месячные показатели фиксировались только дважды – в июне 2021 г. (9,36 млн б/с) и июле 2021 г. (9,30 млн б/с), когда отмена локдаунов и сезонный рост спроса «наложились» на сохранение рестрикций на передвижение между штатами, что сдерживало авиаперевозки: пассажирооборот (RPK) внутренних авиарейсов в США в июне 2021 г. был ниже «доковидного» уровня на 14,9%.
По данным EIA, в мае 2023 г. на долю бензина и авиакеросина приходилось 53% спроса на нефтепродукты в США. Поэтому увеличение воздушных и наземных перевозок подталкивает спрос на нефть: первичная переработка нефти в США в мае 2023 г. достигла 16,13 млн б/с – максимального уровня с декабря 2022 г. Рост спроса, с формальной точки зрения, должен поддерживать цены на нефть, которые в последний месяц балансируют вблизи $75 за баррель.
Впрочем, сдерживающее влияние на цены будут оказывать риски ужесточения политики Федеральной резервной системы (ФРС) США. ФРС по итогам июньского заседания взяла паузу, оставив ставку по федеральным фондам на уровне 5,0-5,25%. Однако большинство членов Комитета по операциям на открытом рынке (FOMC) полагают, что ставка завершит этот год не ниже уровня 5,25-5,50%. Как минимум, еще одно повышение ставки будет сдерживать цены на нефть во второй половине года.
@kirillrodionov
Спрос на авиакеросин в США в мае 2023 г. вырос четвертый месяц подряд, следует из данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Если в январе 2023 г. спрос составлял 1,50 млн баррелей в сутки (б/с), то в мае 2023 г. – 1,66 млн б/с.
В последний раз более высокий показатель был зафиксирован в январе 2020 г., когда спрос на авиакеросин достиг 1,67 млн б/с, после чего из-за локдаунов началось сжатие спроса. Тем самым потребление авиакеросина в США достигло максимального уровня с начала пандемии COVID-19.
На восстановление авиаперевозок указывают и данные Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA), согласно которым выполненный пассажирооборот (RPK) внутренних авиарейсов в США в апреле 2023 г. превысил уровень аналогичного месяца 2019 г. на 3,3%.
Растут и легковые автомобильные перевозки. По данным EIA, потребление автомобильного бензина в США в мае 2023 г. достигло 9,22 млн б/с. С начала пандемии COVID-19 более высокие месячные показатели фиксировались только дважды – в июне 2021 г. (9,36 млн б/с) и июле 2021 г. (9,30 млн б/с), когда отмена локдаунов и сезонный рост спроса «наложились» на сохранение рестрикций на передвижение между штатами, что сдерживало авиаперевозки: пассажирооборот (RPK) внутренних авиарейсов в США в июне 2021 г. был ниже «доковидного» уровня на 14,9%.
По данным EIA, в мае 2023 г. на долю бензина и авиакеросина приходилось 53% спроса на нефтепродукты в США. Поэтому увеличение воздушных и наземных перевозок подталкивает спрос на нефть: первичная переработка нефти в США в мае 2023 г. достигла 16,13 млн б/с – максимального уровня с декабря 2022 г. Рост спроса, с формальной точки зрения, должен поддерживать цены на нефть, которые в последний месяц балансируют вблизи $75 за баррель.
Впрочем, сдерживающее влияние на цены будут оказывать риски ужесточения политики Федеральной резервной системы (ФРС) США. ФРС по итогам июньского заседания взяла паузу, оставив ставку по федеральным фондам на уровне 5,0-5,25%. Однако большинство членов Комитета по операциям на открытом рынке (FOMC) полагают, что ставка завершит этот год не ниже уровня 5,25-5,50%. Как минимум, еще одно повышение ставки будет сдерживать цены на нефть во второй половине года.
@kirillrodionov
Ренессанс угля в Европе на поверку оказался лебединой песней
Выработка электроэнергии из угля в странах ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% (год к году): если в период с января по май 2022 г. ее объем составил 180,1 тераватт-часа (ТВт*Ч), то за январь-май 2023 г. он достиг 143,7 ТВт*Ч, согласно данным аналитического центра Ember. Доля угля в структуре электрогенерации в ЕС за тот же период снизилась с 16% до 13%.
Сокращение на 36,4 ТВт*Ч сопоставимо с годовым спросом на электроэнергию в Ирландии (34,1 ТВт*Ч). В результате столь сильного сокращения объем выработки из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2022 г. оказался ниже уровня первых пяти месяцев 2021 г. (157,3 ТВт*Ч).
Одной из причин сокращения стал вывод из эксплуатации угольных энергоблоков. По данным Global Energy Monitor, в 2022 г. во Франции было отключено от сети 600 мегаватт (МВт) мощности угольных ТЭС, в Германии – 552 МВт, в Греции – 300 МВт, а в Испании – 733 МВт, тогда как ввод в строй новых угольных ТЭС был равен нулю. В результате общая мощность действующих в Евросоюзе угольных ТЭС снизилась на 2 185 МВт, до 98 953 МВт.
При этом в период до 2030 г. страны ЕС планируют вывести из эксплуатации еще 50 166 МВт мощности угольных ТЭС: из них на долю Германии будет приходиться 20 205 МВт, на долю Польши – 8 841 МВт, а на долю Италии и Нидерландов – 6 470 МВт и 4 152 МВт соответственно. Остальные 10 498 МВт будут приходиться на еще восемь стран ЕС: Чехию, Данию, Финляндию, Францию, Грецию, Венгрию, Румынию и Испанию.
В результате мощность угольных ТЭС в Евросоюзе снизится чуть более чем вдвое (до 48 787 МВт), а в число крупных потребителей энергетического угля будут входить только Германия и Польша, но и эти сраны будут сокращать использование угля в электрогенерации: Германия планирует после 2030 г. вывести из эксплуатации еще 5 353 МВт угольных ТЭС, а Польша – еще 6 878 МВт.
Именно поэтому «ренессанс» угля, широко обсуждавшийся в 2021-2022 гг., когда объем угольной генерации в ЕС увеличился на 19% и 6% соответственно, на поверку оказался лебединой песней. Вывод инфраструктуры угольных ТЭС сделает невозможным рост выработки из угля, который в 2021-2022 гг. был связан с «постковидным» скачком энергоспроса и дефицитом газа в ЕС.
@kirillrodionov
Выработка электроэнергии из угля в странах ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% (год к году): если в период с января по май 2022 г. ее объем составил 180,1 тераватт-часа (ТВт*Ч), то за январь-май 2023 г. он достиг 143,7 ТВт*Ч, согласно данным аналитического центра Ember. Доля угля в структуре электрогенерации в ЕС за тот же период снизилась с 16% до 13%.
Сокращение на 36,4 ТВт*Ч сопоставимо с годовым спросом на электроэнергию в Ирландии (34,1 ТВт*Ч). В результате столь сильного сокращения объем выработки из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2022 г. оказался ниже уровня первых пяти месяцев 2021 г. (157,3 ТВт*Ч).
Одной из причин сокращения стал вывод из эксплуатации угольных энергоблоков. По данным Global Energy Monitor, в 2022 г. во Франции было отключено от сети 600 мегаватт (МВт) мощности угольных ТЭС, в Германии – 552 МВт, в Греции – 300 МВт, а в Испании – 733 МВт, тогда как ввод в строй новых угольных ТЭС был равен нулю. В результате общая мощность действующих в Евросоюзе угольных ТЭС снизилась на 2 185 МВт, до 98 953 МВт.
При этом в период до 2030 г. страны ЕС планируют вывести из эксплуатации еще 50 166 МВт мощности угольных ТЭС: из них на долю Германии будет приходиться 20 205 МВт, на долю Польши – 8 841 МВт, а на долю Италии и Нидерландов – 6 470 МВт и 4 152 МВт соответственно. Остальные 10 498 МВт будут приходиться на еще восемь стран ЕС: Чехию, Данию, Финляндию, Францию, Грецию, Венгрию, Румынию и Испанию.
В результате мощность угольных ТЭС в Евросоюзе снизится чуть более чем вдвое (до 48 787 МВт), а в число крупных потребителей энергетического угля будут входить только Германия и Польша, но и эти сраны будут сокращать использование угля в электрогенерации: Германия планирует после 2030 г. вывести из эксплуатации еще 5 353 МВт угольных ТЭС, а Польша – еще 6 878 МВт.
Именно поэтому «ренессанс» угля, широко обсуждавшийся в 2021-2022 гг., когда объем угольной генерации в ЕС увеличился на 19% и 6% соответственно, на поверку оказался лебединой песней. Вывод инфраструктуры угольных ТЭС сделает невозможным рост выработки из угля, который в 2021-2022 гг. был связан с «постковидным» скачком энергоспроса и дефицитом газа в ЕС.
@kirillrodionov
Ember
Electricity Data Explorer | Open Source Global Electricity Data
The latest electricity data by country: Explore open data for generation mix, demand, capacity and emissions to help speed up the electricity transition.
Экспорт нефти из Ирана достиг пятилетнего максимума
Морской экспорт нефти из Ирана увеличился вдвое с прошлой осени, достигнув 1,6 млн баррелей в сутки (б/с) в мае 2023 г., сообщает Bloomberg со ссылкой на данные Kpler. Увеличение экспорта стало драйвером прироста добычи: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), добыча нефти в Иране в мае 2023 г. достигла 2,9 млн б/с; а по оценке консалтинговых компаний SVB Energy, Petro-Logistics SA и FGE, добыча и вовсе превысила отметку в 3 млн б/с (эти данные также приводит Bloomberg).
Это максимальные показатели со времен эмбарго на нефть в отношении Ирана, объявленного в 2018 г. тогдашним президентом США Дональдом Трампом одновременно с выходом США из «ядерной сделки», а точнее из Совместного всеобъемлющего плана действий (СВПД) – соглашения между Ираном, США, Россией, Великобританией, Францией, Германией и КНР, подписанного в 2015 г. и предполагавшего допуск инспекторов МАГАТЭ на ядерные объекты Ирана в обмен на пошаговое снятие санкций.
Эмбарго, официально вступившее в силу в ноябре 2018 г., первоначально не распространялось на поставки нефти в Китай, Индию и еще шесть стран-импортеров (Японию, Южную Корею, Тайвань, Турцию, Италию и Грецию). Однако с мая 2019 г. запрет распространился и на эти восемь стран. Участие в транспортировке и импорте иранской нефти стало грозить вторичными санкциями США.
Это привело к сокращению предложения иранской нефти. По оценке Refinitiv, экспорт нефти из Ирана снизился с 2,6 млн б/с в апреле 2018 г. до 0,9 млн б/с в апреле 2019 г. и 0,4 млн б/с в апреле 2020 г. В свою очередь, добыча нефти в Иране за тот же период снизилась с 3,8 млн б/с до 2,5 млн б/с и 2 млн б/с соответственно, согласно данным Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Правда, затем произошел небольшой «отскок»: к концу 2021 г. экспорт нефти из Ирана стабилизировался вблизи отметки в 0,6 млн б/с, а добыча – вблизи 2,5 млн б/с.
Ключевым импортером иранской нефти остается Китай, который не декларирует поставки из Ирана в официальной таможенной статистике. Согласно сообщению Blomberg, иранская нефть поставляется в Малайзию на танкерах с отключенными транспондерами, а затем погружается на танкеры с включенными транспондерами, которые транспортируют сырье в КНР. По данным портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики, импорт нефти из Малайзии в КНР увеличился со 178 тыс. б/с в 2018 г. до 716 тыс. б/с в 2022 г., а доля Малайзии в импорте нефти в КНР – с 2% до 7%.
Наиболее выраженный прирост поставок нефти из Малайзии в КНР пришелся на прошлый год: если в I квартале 2022 г. их объем составлял 331 тыс. б/с, а во II квартале – 564 тыс. б/с, то в III квартале – 857 тыс. б/с, а в IV квартале – и вовсе 1 104 тыс. б/с (или 1,1 млн б/с; для перевода из тонн в баррели использовался стандартный коэффициент 7,33).
Объем экспорта из Ирана, де-факто, является разницей между санкционными нормами США, с одной стороны, и желанием и возможностями США осуществлять enforcement этих норм, с другой. Ослабление санкционного контроля могло бы снизить давление на нефтяной рынок, на котором в первой половине 2022 г. происходил стремительный рост цен из-за обсуждения и последующего объявления эмбарго ЕС на российскую нефть.
Сказывается и рост китайского влияния на Ближнем Востоке, где при посредничестве КНР в 2023 г. произошло восстановление дипломатических отношений между Саудовской Аравией и Ираном. В более широком контексте это часть формирования нового миропорядка, где мировой лидер (США) консолидирует сообщество развитых рыночных демократий, а оппонирующий ему Китай формирует пояс влияния в развивающемся мире, получая дешевое сырье в обмен на политическое прикрытие подсанкционных стран, находящихся в изоляции от США.
@kirillrodionov
Морской экспорт нефти из Ирана увеличился вдвое с прошлой осени, достигнув 1,6 млн баррелей в сутки (б/с) в мае 2023 г., сообщает Bloomberg со ссылкой на данные Kpler. Увеличение экспорта стало драйвером прироста добычи: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), добыча нефти в Иране в мае 2023 г. достигла 2,9 млн б/с; а по оценке консалтинговых компаний SVB Energy, Petro-Logistics SA и FGE, добыча и вовсе превысила отметку в 3 млн б/с (эти данные также приводит Bloomberg).
Это максимальные показатели со времен эмбарго на нефть в отношении Ирана, объявленного в 2018 г. тогдашним президентом США Дональдом Трампом одновременно с выходом США из «ядерной сделки», а точнее из Совместного всеобъемлющего плана действий (СВПД) – соглашения между Ираном, США, Россией, Великобританией, Францией, Германией и КНР, подписанного в 2015 г. и предполагавшего допуск инспекторов МАГАТЭ на ядерные объекты Ирана в обмен на пошаговое снятие санкций.
Эмбарго, официально вступившее в силу в ноябре 2018 г., первоначально не распространялось на поставки нефти в Китай, Индию и еще шесть стран-импортеров (Японию, Южную Корею, Тайвань, Турцию, Италию и Грецию). Однако с мая 2019 г. запрет распространился и на эти восемь стран. Участие в транспортировке и импорте иранской нефти стало грозить вторичными санкциями США.
Это привело к сокращению предложения иранской нефти. По оценке Refinitiv, экспорт нефти из Ирана снизился с 2,6 млн б/с в апреле 2018 г. до 0,9 млн б/с в апреле 2019 г. и 0,4 млн б/с в апреле 2020 г. В свою очередь, добыча нефти в Иране за тот же период снизилась с 3,8 млн б/с до 2,5 млн б/с и 2 млн б/с соответственно, согласно данным Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Правда, затем произошел небольшой «отскок»: к концу 2021 г. экспорт нефти из Ирана стабилизировался вблизи отметки в 0,6 млн б/с, а добыча – вблизи 2,5 млн б/с.
Ключевым импортером иранской нефти остается Китай, который не декларирует поставки из Ирана в официальной таможенной статистике. Согласно сообщению Blomberg, иранская нефть поставляется в Малайзию на танкерах с отключенными транспондерами, а затем погружается на танкеры с включенными транспондерами, которые транспортируют сырье в КНР. По данным портала Trade Map, который является агрегатором национальной таможенной статистики, импорт нефти из Малайзии в КНР увеличился со 178 тыс. б/с в 2018 г. до 716 тыс. б/с в 2022 г., а доля Малайзии в импорте нефти в КНР – с 2% до 7%.
Наиболее выраженный прирост поставок нефти из Малайзии в КНР пришелся на прошлый год: если в I квартале 2022 г. их объем составлял 331 тыс. б/с, а во II квартале – 564 тыс. б/с, то в III квартале – 857 тыс. б/с, а в IV квартале – и вовсе 1 104 тыс. б/с (или 1,1 млн б/с; для перевода из тонн в баррели использовался стандартный коэффициент 7,33).
Объем экспорта из Ирана, де-факто, является разницей между санкционными нормами США, с одной стороны, и желанием и возможностями США осуществлять enforcement этих норм, с другой. Ослабление санкционного контроля могло бы снизить давление на нефтяной рынок, на котором в первой половине 2022 г. происходил стремительный рост цен из-за обсуждения и последующего объявления эмбарго ЕС на российскую нефть.
Сказывается и рост китайского влияния на Ближнем Востоке, где при посредничестве КНР в 2023 г. произошло восстановление дипломатических отношений между Саудовской Аравией и Ираном. В более широком контексте это часть формирования нового миропорядка, где мировой лидер (США) консолидирует сообщество развитых рыночных демократий, а оппонирующий ему Китай формирует пояс влияния в развивающемся мире, получая дешевое сырье в обмен на политическое прикрытие подсанкционных стран, находящихся в изоляции от США.
@kirillrodionov
Bloomberg.com
Iranian Oil Is Quietly Flooding Into the Global Market Again
Iran is shipping the most crude in almost five years, fortifying its re-emergence on the geopolitical stage while posing risks for a fragile global crude market.
Цены на электроэнергию в ЕС достигли почти двухлетнего минимума
Оптовые цены на электроэнергию в Германии снижаются пятый месяц подряд: достигнув в декабре 2022 г. отметки в 256,7 евро за мегаватт-час (МВт*Ч), среднемесячная стоимость электроэнергии в январе 2023 г. снизилась до 135,6 евро за МВт*Ч, в феврале и марте – до 128,4 евро и 102,4 евро за МВт*Ч соответственно, а в апреле и мае – до 100,8 евро и 81,7 евро за МВт*Ч, согласно данным аналитического центра Ember.
В последний раз более низкий показатель был зафиксирован в июле 2021 г., когда среднемесячная оптовая цена электроэнергии в Германии достигла 81,3 евро за МВт*Ч. Схожая динамика характерна и для Франции, где средняя цена на электроэнергию по итогам мая 2023 г. снизилась третий месяц подряд, достигнув 77,5 евро за МВт*Ч, лишь ненамного превзойдя предыдущий минимум, зафиксированный в августе 2021 г. (77,4 евро за МВт*Ч).
Снижение цен напрямую связано с удешевлением газа, который задает динамику европейским ценам на электроэнергию. Средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF по итогам мая 2023 г. снизилась пятый месяц подряд, достигнув $362 за тыс. куб. м – более низкий показатель в последний раз был зафиксирован ровно два года назад, в мае 2021 г. ($319 за тыс. куб. м).
Падение цен на газ связано со снижением спроса: по данным Еврокомиссии, потребление газа в ЕС в период с августа 2022 г. по март 2023 г. снизилось на 17,7% в сравнении со средним уровнем этого периода в 2017-2022 гг. Сокращение спроса затронуло, в том числе, электроэнергетику: выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 15% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г.
При этом общая выработка электроэнергии в ЕС за тот же период снизилась на 5%, а в абсолютном выражении – на 55 тераватт-часов (ТВт*Ч), что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии в Греции. Помимо выработки из газа, снизившейся на 32 ТВт*Ч, сокращение выработки коснулось угольных (-36 ТВт*Ч), атомных (-11 ТВт*Ч), мазутных (-3 ТВт*Ч) и биомассовых электростанций (-2 ТВт*Ч, включая редкие виды ВИЭ). Гидроэлектростанции нарастили выработку на 11 ТВт*Ч, а ветровые и солнечные генераторы – на 11 ТВт*Ч и 7 ТВт*Ч соответственно.
Однако прирост выработки из энергии ветра, солнца и воды не компенсировал сокращение генерации из биомассы и традиционных источников (включая АЭС). Это является признаком сокращения конечного спроса, в том числе из-за торможения в европейской промышленности: индекс PMI Manufacturing, отражающий состояние обрабатывающих отраслей, в мае 2023 г. снизился в Еврозоне четвертый месяц подряд, достигнув 44.8 балла, что ниже уровня в 50 баллов, который является границей промышленной рецессии.
Так или иначе, цены на электроэнергию в Европе по итогам мая 2023 г. достигли почти двухлетнего минимума. Это лишний раз свидетельствует, что пик европейского энергетического кризиса уже позади.
@kirillrodionov
Оптовые цены на электроэнергию в Германии снижаются пятый месяц подряд: достигнув в декабре 2022 г. отметки в 256,7 евро за мегаватт-час (МВт*Ч), среднемесячная стоимость электроэнергии в январе 2023 г. снизилась до 135,6 евро за МВт*Ч, в феврале и марте – до 128,4 евро и 102,4 евро за МВт*Ч соответственно, а в апреле и мае – до 100,8 евро и 81,7 евро за МВт*Ч, согласно данным аналитического центра Ember.
В последний раз более низкий показатель был зафиксирован в июле 2021 г., когда среднемесячная оптовая цена электроэнергии в Германии достигла 81,3 евро за МВт*Ч. Схожая динамика характерна и для Франции, где средняя цена на электроэнергию по итогам мая 2023 г. снизилась третий месяц подряд, достигнув 77,5 евро за МВт*Ч, лишь ненамного превзойдя предыдущий минимум, зафиксированный в августе 2021 г. (77,4 евро за МВт*Ч).
Снижение цен напрямую связано с удешевлением газа, который задает динамику европейским ценам на электроэнергию. Средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF по итогам мая 2023 г. снизилась пятый месяц подряд, достигнув $362 за тыс. куб. м – более низкий показатель в последний раз был зафиксирован ровно два года назад, в мае 2021 г. ($319 за тыс. куб. м).
Падение цен на газ связано со снижением спроса: по данным Еврокомиссии, потребление газа в ЕС в период с августа 2022 г. по март 2023 г. снизилось на 17,7% в сравнении со средним уровнем этого периода в 2017-2022 гг. Сокращение спроса затронуло, в том числе, электроэнергетику: выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 15% в сравнении с аналогичным периодом 2022 г.
При этом общая выработка электроэнергии в ЕС за тот же период снизилась на 5%, а в абсолютном выражении – на 55 тераватт-часов (ТВт*Ч), что сопоставимо с годовым потреблением электроэнергии в Греции. Помимо выработки из газа, снизившейся на 32 ТВт*Ч, сокращение выработки коснулось угольных (-36 ТВт*Ч), атомных (-11 ТВт*Ч), мазутных (-3 ТВт*Ч) и биомассовых электростанций (-2 ТВт*Ч, включая редкие виды ВИЭ). Гидроэлектростанции нарастили выработку на 11 ТВт*Ч, а ветровые и солнечные генераторы – на 11 ТВт*Ч и 7 ТВт*Ч соответственно.
Однако прирост выработки из энергии ветра, солнца и воды не компенсировал сокращение генерации из биомассы и традиционных источников (включая АЭС). Это является признаком сокращения конечного спроса, в том числе из-за торможения в европейской промышленности: индекс PMI Manufacturing, отражающий состояние обрабатывающих отраслей, в мае 2023 г. снизился в Еврозоне четвертый месяц подряд, достигнув 44.8 балла, что ниже уровня в 50 баллов, который является границей промышленной рецессии.
Так или иначе, цены на электроэнергию в Европе по итогам мая 2023 г. достигли почти двухлетнего минимума. Это лишний раз свидетельствует, что пик европейского энергетического кризиса уже позади.
@kirillrodionov
Ember
European wholesale electricity price data
Wholesale day-ahead electricity price data for European countries, sourced from ENTSO-e and cleaned.
Рост экспорта из Ирана будет «стачивать» эффективность сделки ОПЕК+
Рост экспорта нефти из Ирана – с еще недавно «привычных» 500-700 тыс. баррелей в сутки (б/с) до 1,6 млн б/с в мае 2023 г. – происходит на фоне сокращения предложения в странах ОПЕК+. По данным S&P Global Platts, десять ведущих стран ОПЕК, участвующих в сделке, в мае 2023 г. снизили добычу на 550 тыс. б/с в сравнении с предшествующим месяцем, а девять остальных стран – на 220 тыс. б/с.
Сокращение добычи уже привело к снижению экспорта. Например, экспорт нефти из Саудовской Аравии в страны Азии в мае 2023 г. достиг 5,616 млн б/с – минимального уровня с июня 2021 г., сообщало агентство S&P Global Platts со ссылкой на данные Kpler. Поставки сорта Arab Light (с содержанием серы 1,96% против 1,7% у Urals) в Азию снизились на 21% (на 488 тыс. б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, а поставки Arab Medium (с содержанием серы 2,54%) – на 5,9% (на 43 тыс. б/с).
При этом в июле 2023 г. Саудовская Аравия дополнительно сократит добычу на 1 млн б/с. В результате уровень предложения снизится до 9 млн б/с – минимального показателя с июня 2021 г. Сокращение добычи будет приходиться на пик спроса на кондиционирование, из-за которого в летние месяцы спрос на нефть для последующей «перегонки» в мазут с целью сжигания на электростанциях достигает 500 тыс. б/с (в 2022 г. в Саудовской Аравии на долю электростанций, работающих на нефтепродуктах, пришлось 39% электрогенерации). Это обернется для Саудовской Аравии дополнительным сокращением экспорта.
Однако рост «теневого» экспорта из Ирана будет нивелировать усилия по сокращению добычи, предпринимаемые участниками сделки ОПЕК+, в том числе Россией. Неслучайно к числу ключевых потребителей иранской нефти относят независимые НПЗ в китайской провинции Шаньдун, которые являются крупными импортерами российских сортов ESPO и Urals. Ключевой иранский экспортный сорт Iranian Light по содержанию серы (1,46%) и плотности (33,6 API) близок к российскому Urals (1,7%; 31,7 API – чем выше число API, тем ниже плотность).
Наряду с приростом добычи вне ОПЕК, который в нынешнем году достигнут 1,4 млн б/с, это будет стачивать эффективность сделки ОПЕК+, что отразится на ценах нефть, на которые также будут воздействовать риски дальнейшего ужесточения политики ФРС США.
@kirillrodionov
Рост экспорта нефти из Ирана – с еще недавно «привычных» 500-700 тыс. баррелей в сутки (б/с) до 1,6 млн б/с в мае 2023 г. – происходит на фоне сокращения предложения в странах ОПЕК+. По данным S&P Global Platts, десять ведущих стран ОПЕК, участвующих в сделке, в мае 2023 г. снизили добычу на 550 тыс. б/с в сравнении с предшествующим месяцем, а девять остальных стран – на 220 тыс. б/с.
Сокращение добычи уже привело к снижению экспорта. Например, экспорт нефти из Саудовской Аравии в страны Азии в мае 2023 г. достиг 5,616 млн б/с – минимального уровня с июня 2021 г., сообщало агентство S&P Global Platts со ссылкой на данные Kpler. Поставки сорта Arab Light (с содержанием серы 1,96% против 1,7% у Urals) в Азию снизились на 21% (на 488 тыс. б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, а поставки Arab Medium (с содержанием серы 2,54%) – на 5,9% (на 43 тыс. б/с).
При этом в июле 2023 г. Саудовская Аравия дополнительно сократит добычу на 1 млн б/с. В результате уровень предложения снизится до 9 млн б/с – минимального показателя с июня 2021 г. Сокращение добычи будет приходиться на пик спроса на кондиционирование, из-за которого в летние месяцы спрос на нефть для последующей «перегонки» в мазут с целью сжигания на электростанциях достигает 500 тыс. б/с (в 2022 г. в Саудовской Аравии на долю электростанций, работающих на нефтепродуктах, пришлось 39% электрогенерации). Это обернется для Саудовской Аравии дополнительным сокращением экспорта.
Однако рост «теневого» экспорта из Ирана будет нивелировать усилия по сокращению добычи, предпринимаемые участниками сделки ОПЕК+, в том числе Россией. Неслучайно к числу ключевых потребителей иранской нефти относят независимые НПЗ в китайской провинции Шаньдун, которые являются крупными импортерами российских сортов ESPO и Urals. Ключевой иранский экспортный сорт Iranian Light по содержанию серы (1,46%) и плотности (33,6 API) близок к российскому Urals (1,7%; 31,7 API – чем выше число API, тем ниже плотность).
Наряду с приростом добычи вне ОПЕК, который в нынешнем году достигнут 1,4 млн б/с, это будет стачивать эффективность сделки ОПЕК+, что отразится на ценах нефть, на которые также будут воздействовать риски дальнейшего ужесточения политики ФРС США.
@kirillrodionov
Telegram
Родионов
Экспорт нефти из Ирана достиг пятилетнего максимума
Морской экспорт нефти из Ирана увеличился вдвое с прошлой осени, достигнув 1,6 млн баррелей в сутки (б/с) в мае 2023 г., сообщает Bloomberg со ссылкой на данные Kpler. Увеличение экспорта стало драйвером…
Морской экспорт нефти из Ирана увеличился вдвое с прошлой осени, достигнув 1,6 млн баррелей в сутки (б/с) в мае 2023 г., сообщает Bloomberg со ссылкой на данные Kpler. Увеличение экспорта стало драйвером…