Из-за конфликта в Красном море экспорт сжиженного природного газа (СПГ) из Катара в Европу с октября 2023 г. по март 2024 г. сократился на 34% (до 8 млрд куб. м) в сравнении с аналогичным периодом 2022-2023 гг., следует из данных Международного энергетического агентства (МЭА). Катар частично переориентировал поставки СПГ в Азию: их объем за тот же период увеличился на 2% (до 42 млрд куб. м).

Конфликт также повлиял на транзит СПГ из США в Азию через Суэцкий канал: поставки по этому маршруту не осуществляются с января 2024 г.; правда, их объем за период с октября 2023 г. по март 2024 г. все равно превысил уровень 2022-2023 гг. на 12%, достигнув 4 млрд куб. м.

Потери принесло и обмеление Панамского канала: поставки СПГ в Азию по этому маршруту в период с октября 2023 г. по март 2024 г. сократились на 54% в сравнении с аналогичным периодом 2022-2023 гг. (до 3 млрд куб. м). Роль альтернативы сыграл маршрут через мыс Доброй надежды, поставки по которому за тот же период выросли на 25% (до 55 млрд куб. м).

На объем поставок из США также повлиял ввод ряда очередей проекта Calcasieu Pass, разрешение на коммерческий ввод которых было выдано в октябре 2023 г.

Мощности по производству сжиженного природного газа (СПГ) в США к 2028 г. увеличатся почти на 80% и достигнут 196,4 млн т в год (против 110,1 млн т в год в конце 2023 г.), следует из данных Управления энергетической информации (EIA).

Для сравнения: глобальный импорт СПГ в 2022 г. достиг 389,2 млн т, согласно данным Международной группы импортеров сжиженного природного газа (GIINGL).

Пик прироста – на 24,8 млн т в год – будет приходиться на 2024 г., когда будут введен в строй ряд очередей на проектах Plaquemines LNG и Corpus Christi.

В 2025 г. прирост достигнет 12,1 млн т в год за счет ввода в строй двух первых очередей на проекте Golden Pass; а в 2026 г. – 19,9 млн т в год за счет ввода третьей очереди Golden Pass и ряда очередей на проекте Plaquemines LNG.

В 2027 г. прирост мощности составит 24,3 млн т в год за счет ввода двух очередей на проекте Port Arthur LNG и еще двух очередей на проекте Rio Grande LNG. Наконец, в 2028 г. будет введена в строй третья очередей проекта Rio Grande LNG на 5,4 млн т СПГ в год.

В этот список входят только те проекты, по которым уже принято окончательное инвестрешение.

Среднесуточное производство автомобильного бензина в России в третью неделю апреля (с 15 по 21 апреля 2024 г.) сократилось на 8% в сравнении с предшествующей неделей (до 112 тыс. т в сутки), а производство дизельного топлива выросло на 1% (до 229 тыс. в сутки), следует из данных Росстата (значения округлены, в том числе для процентов).

В сравнении же с последней полной неделей февраля (с 19 по 25 февраля 2024 г.) – когда был зафиксирован максимальный выпуск топлива с начала нынешнего года – среднесуточное производство автобензина сократилось на 14%, а дизельного топлива – на 8%.

Как следствие, на топливном рынке сохраняется риск дефицита, особенно в сегменте автомобильного бензина, где еще до санкций объем предложения превышал внутренний спрос не более чем на 15% (тогда как в сегменте дизеля профицит составлял около 50%).

Для сравнения: по данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей автомобильного бензина на внутренний рынок в 2021 г. составляли 100 тыс. т в сутки, а производителей дизельного топлива – 108 тыс. т в сутки.

Доля России в мировой нефтедобыче будет зависеть от трех ключевых составляющих: ограничений на экспорт сырья, доступа к технологиям и налогового режима. Влияние этих составляющих можно было частично наблюдать в 1987-1991 гг., когда добыча нефти в РСФСР сократилась на 19% (до 461,9 млн т): сказывалось отсутствие доступа к технологиям крупнейших нефтесервисных компаний, которые тогда еще не работали в России, а также высокая налоговая нагрузка, призванной хоть как-то сбалансировать бюджет, дефицит которого в 1991 г. превысил астрономические 30% ВВП.

Санкции сделали невозможной глубоководную и арктическую нефтедобычу в РФ, увеличили дисконт Urals к Brent и осложнили транспортировку российского сырья. Результатом стали финансовые потери российских нефтяников, которые, в том числе, отразились на возможности реинвестировать прибыль в развитие нефтедобычи. Поэтому без снятия санкций России будет сложно обеспечить сохранение нефтедобычи на текущем уровне.

Важную роль будет играть и налоговый режим. Из-за усложнения условий добычи нужна реформа, которая бы предполагала переход на счетную модель НДПИ, учитывающую выработанность и обводненность месторождений, плотность и сернистость добываемого сырья, удаленность от магистральных трубопроводов, а также уровень развития инфраструктуры. Счетная модель помогла бы варьировать налоговую нагрузку в зависимости от публично верифицируемых показателей и при этом сделала бы ненужными льготы по НДПИ и механизм НДД, которые сейчас используются для варьирования налоговой нагрузки.

(Полная версия моего комментария для «Ведомостей»).

«Чистое» сокращение запасов газа в подземных хранилищах газа (ПХГ) стран Евросоюза достигло 42 млрд куб. м с ноября 2023 г. по март 2024 г. включительно – это на 19% ниже, чем зимой 2021-2022 г. (52 млрд куб. м), и на 37%, чем зимой 2020-2021 гг. (67 млрд куб. м). В сравнении с зимой 2022-2023 гг. «чистое» сокращение запасов ПХГ на территориии ЕС осталось практически на том же уровне – 42 млрд VS 39 млрд куб. м, согласно подсчетам Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ) на основе данных Gas Infrastructure Europe.

Этот показатель отражает разницу между объемом закачки газа в ПХГ и объемом извлечения газа из подземных хранилищ. В зимние месяцы (с ноября по март; на графике выделены синим) этот баланс является отрицательным, а в летние (с апреля по октябрь; выделены красным) – положительным.

На графике «чистый» прирост и «чистое» сокращение обозначены абсолютными величинами; границы столбцов обозначают объем газа в ПХГ на момент начала/завершения летнего/зимнено сезонов. Как видно, к началу зимнего сезона 2023/2024 гг. запасы газа в ПХГ находилась вблизи предельной отметки в 104 млрд куб. м.

Меньший объем использования ресурсов ПХГ связан с экономией газа, о которой страны ЕС договорились летом 2022 г. Экономия осуществляется, в том числе, в электроэнергетике: объем выработки электроэнергии из газа в ЕС в I квартале 2024 г. был на 24% ниже, чем в I квартале 2022 г. – 109,5 VS 143,7 тераватт-часа, согласно данным Ember. Такое сокращение – на 34,2 тераватт-часа – сопоставимо с квартальным объемом потребления электроэнергии в Нидерландах.

Угольная отрасль столкнулась с резким ростом издержек, в том числе из-за девальвации рубля и роста конкуренции за «рабочие руки». По данным ЦДУ ТЭК, средняя зарплата в отрасли выросла на 42% в период с 2021 по 2023 гг., достигнув 102,5 тыс. руб. в месяц – этот показатель включает зарплаты не только шахтеров, но также работников обогатительных фабрик, водителей самосвалов и других специалистов отрасли. В свою очередь, издержки на добычу угля – без учета расходов на доставку до конечного потребителя – увеличились на 58% (до 4421 руб. за тонну по итогам 11 месяцев 2023 г.).

На рост транспортных расходов – из-за дефицита мощностей Восточного полигона и необходимости использовать порты Северо-Запада и Юга для экспорта в страны Южной и Восточной Азии – накладывается возвращение цен к многолетней норме: средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, ключевом угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в марте 2024 г. была на 30% ниже, чем в марте 2023 г., и более чем вдвое, чем в марте 2022 г. ($131 VS $187 VS $314 за тонну).

Отсюда – снижение рентабельности, особенно в сегменте энергетического угля, добыча которого в России в ближайшие годы будет снижаться. И это – долгосрочный тренд, с учетом сужения географии строительства угольных ТЭС и масштабных инвестиций КНР в развитие собственной угледобычи.

(Полная версия моего комментария для «Ведомостей»)

Глобальный реэкспорт сжиженного природного газа (СПГ) в I квартале 2024 г. сократился на 63% (до 0,64 млн т) в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., следует из подсчетов Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ) на основе данных ICIS.

Ключевой причиной стало падение цен, которое привело к сокращению маржинальности реэкспорта: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в I квартале 2024 г. была почти вдвое ниже, чем в I квартале 2023 г. ($313 VS $603 за тыс. куб. м).

В марте 2024 г. на долю транспортных расходов приходилось от 9% до 25% выручки от спотовых поставок сжиженного природного газа (СПГ) из США. Такой вывод можно сделать на основе оценки конечной стоимости поставок и удельных затрат на перевозку СПГ, которую в апрельском обзоре приводит Форум стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

Затраты на транспортировку учитывают только объем перевозок и конечную стоимость СПГ, но не берут во внимание удельную дистанцию транспортировки. Поэтому показатель удельных затрат напрямую зависит от длины маршрута: так, расходы на транспортировку СПГ из США в Бразилию втрое ниже, чем на транспортировку в Китай ($0,76 VS $2,24 на миллион британских тепловых единиц, БТЕ).

Конечная цена поставок (от $8,1 до $9,1 за млн БТЕ) находится вблизи средней мартовской цены на газ на ключевом в Европе хабе TTF ($8,6 за млн БТЕ), которая, в свою очередь, была почти на 40% ниже, чем в марте 2023 г., и на 80% чем в марте 2022 г. Поэтому доля затрат на перевозку СПГ отражает их удельный вес уже в ситуации «низкого» рынка, когда маржинальность экспорта существенно снизилась в сравнении с пиком энергокризиса.

Средняя цена поставок энергетического угля в Северо-Западной Европе в I квартале 2024 г. сократилась на 29% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г. (до $103,2 за тонну). Речь идет о котировке API 2, которая является столь же значимым ценовым эталоном для угольного рынка, что и котировка Brent Dated – для нефтяного.

В свою очередь, цена поставок угля на условиях FOB Циньхуандао (Китай) снизилась за тот же период на 26% ($136,3 за тонну).

(График взят из апрельского обзора Форума стран-экспортеров газа, в котором приведены данные Argus и Refinitiv).

В контексте нашумевшего фильма – цитата из книги «Мифы о 90-х», которую мы вместе с Владимиром Назаровым опубликовали в 2013 г. (первое издание вышло годом ранее).

«Свои собственные средства Егор Тимурович вложил в рынок ГКО в 1995 г. Тогда реальной казалась победа коммунистов на выборах, и Гайдар решил озаботиться проблемой безопасности своей семьи. При этом каких-то больших денег у него не было (в отличие от нынешней элиты, когда даже не очень высокопоставленные чиновники на всякий случай прикупают недвижимость за рубежом), и он ограничился тем, что застраховал в западной компании свою жизнь в пользу младшего сына.

Оставшиеся средства он вложил в России в ГКО, так как этот рынок обладал высокой ликвидностью, которая в условиях политической нестабильности вещь весьма полезная. После победы Б.Н. Ельцина на выборах в 1996 г. Егор Тимурович перестал опасаться политических репрессий и продал ликвидные облигации. На вырученные деньги он начал строить дом и купил акции российских предприятий. Таким образом, уже за 2 года до дефолта личные финансы Е.Т. Гайдара не были связаны с рынком ГКО. Кризис 1998 г. застал Егора Тимуровича «в акциях» и «незавершенном строительстве дома». Так как после кризиса продавать сильно подешевевшие акции смысла не имело, для завершения строительства дома Е.Т. Гайдар занимал деньги. История личных финансов Егора Тимуровича в 1995–1998 гг. характеризует его как человека в высшей степени скромного: бывший глава кабинета, действительно инсайдер, «работавший непосредственно во власти и с властью», за все 1990-е не заработал достаточно средств, чтобы построить дом на собственные деньги. Даже беглый взгляд на личные финансы нынешней элиты – как российской, так и многих развитых и развивающихся стран – позволяет сделать вывод, что Егор Тимурович был «клинически честным человеком».

Что касается средств Института экономики переходного периода, стратегическое управление которыми осуществлял Егор Тимурович, здесь была более драматичная история. В условиях относительно высокой инфляции вложение средств института в высоколиквидные и высокодоходные ГКО вначале представлялось Егору Тимуровичу хорошей идеей. Однако он не учел крайне неблагоприятное для финансиста сочетание собственной щепетильности и макроэкономических рисков. Если ты обладаешь инсайдерской информацией, но принципиально отказываешься от ее использования, финансовые проблемы обеспечены. Что и произошло с инвестициями института в ГКО. Егор Тимурович счел для себя этически невозможным продать облигации в условиях, когда говорил о недопустимости дефолта и призывал власть предотвратить девальвацию. Он запретил выводить деньги с рынка ГКО именно потому, что обладал инсайдерской информацией о его плачевном состоянии. Результат: деньги института были потеряны, а Егор Тимурович сохранил чистую совесть».

(Сведения о собственных вложениях Е.Т. Гайдара получены авторами от членов семьи Егора Тимуровича)

Книга доступна по ссылке

Развивающиеся страны доминируют в глобальной цепочке производства накопителей энергии. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), Китай является мировым лидером в добыче графита, переработке лития, кобальта и графита, производстве катодов и анодов, а также выпуске ячеек для накопителей, которые используются, в основном, на транспорте и в электроэнергетике.

В свою очередь, Индонезия является крупнейшим производителем и переработчиком никеля, а Демократическая республика Конго – ведущим производителем кобальта.

К числу стран ОЭСР, играющих важную роль на рынке накопителей, относятся Австралия, крупнейший в мире производитель лития; Южная Корея, второй по величине производителя катодов и анодов; США, уступающие только Китаю по производству ячеек; и ряд стран Европы, которые специализируются, в основном, на добыче и переработке никеля и кобальта, а также производстве ячеек.

Нишей России остается, в основном, добыча и переработка никеля.

(График – из недавнего отчета МЭА по накопителям энергии)

Даже несмотря на экономию газа в ЕС, спрос на газ в Европе по-прежнему остается более высоким, чем в Китае. Это видно на примере данных о среднесуточном потреблении газа в период с 1 декабря 2023 г. по 29 февраля 2024 г. (левый столбец графика), включая пиковые суточные значения спроса во время сезона холодов (правый столбец).

(Источник – последний квартальный отчет по рынку газа от Международного энергетического агентства. Помимо стран ЕС, данные по Европе включают статистику потребления газа в Великобритании, Турции и ряде европейских стран, не входящих в состав Евросоюза).

Импорт сжиженного природного газа (СПГ) в Европе – включая Великобританию и Турцию – в период с 1 октября 2023 г. по 31 марта 2024 г. сократился на 12% в сравнении с аналогичных периодом 2022-2023 гг., а в абсолютном выражении – на 11,5 млрд куб. м, согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА).

Ключевой причиной стала сравнительно мягкая зима, а также увеличение трубопроводных поставок из России (на 25%, или на 5 млрд куб. м). Это также обеспечило возвращение к докризисному паритету цен между Азией и Европой: по оценке МЭА, ценовой индекс Platts JKM, отражающий спотовые цены на СПГ в Восточной Азии, в зимний период 2023/2024 гг. превышал цены на газ на ключевом в Европе хабе TTF в среднем на $1,5 за млн британских тепловых единиц (чуть менее $55 за тыс. куб. м).

Хранение энергии становится самым быстрорастущей отраслью мировой энергетики. Глобальный ввод накопителей энергии – на централизованных электростанциях, в мини-сетях и автономных источниках в жилищном секторе – увеличился за два года в четыре с лишним раза: с 9,5 гигаватта (ГВт) в 2021 г. до 17,6 ГВт в 2022 г. и 41,5 ГВт в 2023 г., согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА),

Драйвером отрасли является удешевление технологий: по оценке МЭА, средняя стоимость накопителей энергии снизилась в 10 раз в период с 2010 по 2023 г. – с $1400 на киловатт-час емкости до менее чем $140 на киловатт-час.

Удешевление технологий характерно и для ветроэнергетики. По оценке Международного агентства по ВИЭ (IRENA), среднемировая стоимость ввода наземных ветрогенераторов снизилась на 42% в период с 2010 по 2022 гг. (до $1274 на киловатт мощности), а морских – на 34%, до $3461 на киловатт (все значения приведены в ценах 2022 года).

Одной из причин стало использование ветроустановок высокой мощности: максимальная мощность наземных ветроустановок, доступных для коммерческого использования, выросла с 5 мегаватт (МВт) в 2010 г. до 10 МВт в 2023 г., а морских – с 5 МВт до 18 МВт соответственно, согласно данным Global Wind Energy Council (GWEC).

Ветроустановки высокой мощности используют лопасти большого диаметра, которые позволяют повышать эффективность электрогенерации в маловетреную погоду: предельный диаметр лопастей наземных ветроустановок, использующихся на коммерческой основе, увеличился со 126 метров в 2010 г. до 220 метров в 2023 г., а морских – со 126 до 280 метров соответственно, согласно данным Global Wind Energy Council (GWEC).

Источник данных – Global Wind Report-2024 от GWEC.

Глобальные инвестиции в производство накопителей энергии для электроэнергетики и электротранспорта в 2023 г. достигли в общей сложности $150 млрд, согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА).

Для сравнения: по оценке МЭА, глобальные инвестиции в добычу и переработку нефти в 2022 г. составляли $501 млрд, а в добычу и переработку газа – $260 млрд.