Доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в экспорте нефти из России выросла с 52% в 2022 г. до 85% в 2023 г., следует из подсчетов Управления энергетической информации (EIA) на основе данных Vortexa и Global Trade Tracker. Этот показатель включает как морские, так и прямые трубопроводные поставки нефти, включая экспорт по нефтепроводам «Дружба» и «ВСТО», одна из веток которого предназначена для прямых поставок нефти в Китай.

Общий экспорт нефти в 2023 г. составил чуть менее 4,7 млн баррелей в сутки (б/с), из них 47% приходилось на долю Китай (2,2 млн б/с), который в 2023 г. увеличил импорт нефти из России на 24%.* В результате Россия впервые с 2018 г. стала крупнейшим поставщиком нефти в КНР.

Для сравнения: по оценке Energy Institute, экспорт нефти из России в 2022 г. составил 5,3 млн б/с.

Доля Индии в структуре экспорта нефти из России в 2023 г. составила 37%, а доля остальных стран АТР – 1%. Среди всех прочих покупателей российской нефти превалирует Турция (5%); Болгария (2%), временно сохранившая права на морской импорт нефти из РФ; а также страны, импортирующие нефть по южной ветке «Дружбы», поставки по которой не попали под санкции (в отличие от северного участка): Венгрия (2%), Словакия (2%), Чехия (2%).

Доля стран ЕС, «Большой семерки» и Норвегии в структуре сделок по страхованию танкеров на перевозку нефти из РФ снизилась с 76% в 2022 г. до 56% в первой половине 2023 г. При этом в собственности компаний из этих стран находилось лишь 34% танкеров, осуществлявших перевозку российской нефти в первой половине 2023 г. (против 54% в 2022 г.).

*Данные по общему экспорту нефти рассчитаны исходя из доли и объемов поставок в Китай.

Глобальная мощность заводов по производству сжиженного природного газа (СПГ) к 2028 г. увеличится на 35%, а в абсолютном выражении – на 167 млн т в год, следует из подсчетов Institute Energy Economics and Financial Analysis. Для сравнения: к февралю 2024 г. глобальный объем СПГ-мощностей составлял 465,8 млн т в год, согласно оценке Global Energy Monitor.

Этот прирост будет обеспечен за счет проектов в пяти странах и регионах:

• США, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 71 млн т в год за счет проектов Plaquemines LNG (18 млн т в год), Golden Pass LNG (16 млн т в год), Rio Grande LNG (15 млн т вгод), Port Arthur LNG (12 млн т в год), а также расширения мощностей проекта Corpus Christi LNG (10 млн т в год);

• Катар, где к 2028 г. объем СПГ-мощностей должен увеличиться на 48 млн т в год за счет ввода новых технологических линий на базе месторождения Северное (Южный Парс); при этом к 2030 г. ввод дополнительных очередей увеличит объем катарских мощностей еще на 16 млн т в год;

• Канада, где до 2026 г. должны быть введены в строй мощности проекта LNG Canada на 14 млн т в год;

• Африка, где идет строительство либо принято окончательное инвестрешение по пяти проектам общей мощностью почти в 14 млн т в год;

• Россия, где реализация проекта «Арктик СПГ-2» может «дать» рынку почти 20 млн т в год: аналитики Energy Economics and Financial Analysis отнесли сюда и первую очередь «Арктик СПГ-2», которая в этом году фактически была введена в строй.

С учетом санкций, включение в этот список «Арктик СПГ-2» выглядит спорным, однако до 2028 г. может измениться еще очень многое, особенно с учетом характерного для переломных эпох ускорения «исторического времени», когда за месяц событий набирается больше, чем за целое десятилетие.

Однако даже без учета «Арктик СПГ-2» мировой рынок может получить серьезный прирост предложения, который будет играть на стабилизацию цен.

«Газпром» по итогам 2023 г. получил чистый убыток в 629,1 млрд руб. (без учета неконтролируемой доли участия), следует из данных отчетности по МСФО. Для сравнения: в 2023 г. чистая прибыль компании достигла 1,23 трлн руб.

Ключевую роль сыграло более чем двукратное сокращение выручки от экспорта газа – до 3,08 трлн руб. в 2023 г. против 6,48 трлн руб. в 2022 г. Сказалось сокращение экспорта «Газпрома» в ЕС на 56% – с 66,6 млрд куб. м в 2022 г. до 29,3 млрд куб. м в 2023 г. (с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию), согласно данным ENTSOG. Наращивание экспорта газа в Китай – с 16 млрд куб. м в 2022 г. до 22,5 млрд куб. м в 2023 г., согласно данным вторичных источников – не смогло компенсировать выпадение экспорта в европейском направлении.

Свою роль сыграло падение цен, которое учитывается в контрактах «Газпрома»: средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF в 2023 г. снизилась на 67%, до $469 за тыс. куб. м (против $1444 за тыс. куб. м в 2022 г.).

Компании несильно помогло сокращение операционных расходов (на 723 млрд руб. в 2023 г.), которое было связано, в основном, с сокращением закупок газа и нефти (на 787 млрд руб.). В свою очередь, капзатраты выросли на 277 млрд руб. (до 3,12 трлн руб.).

В целом, отчетность «Газпрома» демонстрирует, насколько важную роль для рентабельности компании играли поставки на европейский рынок газа. Сокращение экспорта в ЕС наряду с падением цен привело к сокращению выручки, в результате чего «Газпром» закончил 2023 г. с чистым убытком в более чем 600 млрд руб.

Выход из кризиса лежит в наращивании поставок «Газпрома» в Европу, объем которых, даже несмотря на небольшой прирост по итогам I квартале 2024 г, в четыре с лишним раза уступает объему поставок в IV квартале 2021 г. В долгосрочной же перспективе нужна демонополизация «Газпрома», которая позволит снизить издержки и сделает отрасль рентабельной даже с учетом рисков долговременной стагнации на европейском рынке.

(На скрине – данные по выручке «Газпрома» от экспорта газа, нефти и электроэнергии)

Регуляторы вряд ли смогут сильно повлиять на производство топлива на НПЗ. Динамика выпуска бензина и дизеля будет зависеть от уровня безопасности инфраструктуры, а также совместимости китайского оборудования с нефтеперерабатывающими установками, которые ввозились в Россию до санкций 2022 г.

В силах регуляторов – лишь сокращение топливных акцизов, которое бы позволило снизить издержки НПЗ, но с этим вряд ли согласится Минфин.

Мой комментарий для "Ведомостей"

Средняя цена нефти Brent по итогам апреля 2024 г. выросла четвертый месяц подряд, достигнув $90,1 за баррель. В последний раз более высокий среднемесячный уровень был зафиксирован в октябре 2023 г. ($91,1 за баррель).

Ключевую роль играет временный дефицит, который образовался из-за сокращения квот ОПЕК+. Если в IV квартале 2023 г. предложение на рынке нефти превышало спрос на 400 тыс. баррелей в сутки (б/с), то в I квартале 2024 г. уже спрос превышал предложение на 250 тыс. б/с, при этом во II квартале 2024 г. дефицит увеличится до 940 тыс. б/с, согласно прогнозу Минэнерго США.

График, отражающий географию экспорта дизельного топлива из России в 2022-2023 гг.

По данным Vortexa, сокращение морских поставок в Европу было практически полностью компенсировано за счет экспорта в Бразилию, где высокий спрос на дизель во многом связан со сравнительно высокой ролью сельхозсектора, а также в Турцию и страны Африки, которые используют российское топливо, в том числе, для реэкспорта в на европейский рынок.

Источник – страновой обзор по России от Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США.

Несмотря на небольшой прирост, цены на уголь остаются существенно ниже уровней пика энергетического кризиса: средняя цена на энергетический уголь в австралийском Ньюкасле, крупнейшем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в апреле 2024 г. была на 31% ниже, чем в апреле 2023 г. и на 57%, чем в апреле 2022 г. ($135 VS $194 VS $311 за тонну).

Для цен на условиях FOB Ричардс-Бэй (ЮАР) эта разница составила 22% и 65% соответственно ($105 VS $134 VS $302 за тонну).

Выплаты нефтяникам по демпферу в апреле 2024 г. достигли 187,2 млрд руб., максимальной месячной величины с начала нынешнего года, следует из данных Минфина.

Субсидии должны поддержать НПЗ в условиях вынужденного сокращения выпуска нефтепродуктов: по данным Росстата, среднесуточное производство автобензина в период с 15 по 21 апреля 2024 г. сократилось на 14% (до 112 тыс. т в сутки) в сравнении с пиковым значением 19-25 февраля 2024 г., а производство дизеля – на 8% (до 229 тыс. т в сутки).

Устойчивый рост выпуска нефтепродуктов будет невозможно обеспечить без полной безопасности инфраструктуры НПЗ, а также снятия ограничений на поставку оборудования из Европы, США и Японии, которые до 2022 г. были основными технологическими партнерами российской нефтепереработки.

Экспорт «Газпрома» в страны ЕС, включая транзитные поставки в Сербию и Северную Македонию, в апреле 2024 г. достиг 92 млн кубических метров газа в сутки – это почти на 25% выше уровня апреля 2023 г. (75 млн куб. м/сут.), но все равно существенно ниже «докризисного» уровня (366 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г., согласно данным ENTSOG).

Для «выползания» из финансовой ямы, в которой оказался «Газпром» по итогам 2023 г. (получив «чистый» убыток по МСФО в 629 млрд руб.), «Газпрому» нужно наращивать поставки в Европу, особенно с учетом падения цен, которое может стать долговременным: в апреле 2024 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF была на 33% ниже, чем в апреле 2023 г., и на 72%, чем в апреле 2022 г. ($325 VS $484 VS $1153 за тыс. куб. м).

В Канаде завершилась модернизация нефтепровода TMPL (Trans Mountain Pipeline), в результате которой его проектная мощность увеличилась с 300 тыс. до 890 тыс. баррелей в сутки (б/с). Для сравнения: экспорт нефти из Канады в 2022 г. достиг 4,0 млн б/с, из них 3,8 млн б/с приходилось на долю США.

Нефтепровод расширит географию поставок нефти из провинции Альберта, крупнейшего региона добычи в Канаде, а также сократит дисконт канадских сортов нефти к мировым бенчмаркам. По оценке S&P Global Platts, дисконт сорта Western Canadian Select к сорту WTI в ноябре 2023 г. составлял $25,4 за баррель, а в апреле 2024 г. – $12,7 за баррель.

Расширение географии экспорта приведет к росту конкуренции среди производителей нефти с высоким содержанием серы: по оценке S&P Global Platts, сорт Western Canadian Select по содержанию серы (3,6%) и плотности (21,8 API) близок к иракскому Basrah Medium (3%; 27,9 API), саудовскому Arab Heavy (2,75%; 27,8 API) и венесуэльскому Merey 16 (3,4%; 16 API).

Для сравнения: содержание серы в североморском сорте Brent составляет 0,4%, а плотность – 37,5 API (чем ниже плотность, тем выше число API).

Среднесуточное производство автомобильного бензина и дизельного топлива в России на неделе с 22 по 28 апреля 2024 г. выросло на 4% в сравнении с предшествующей неделей – до 117 тыс. тонн в сутки и 237 тыс. тонн в сутки соответственно, следует из данных Росстата.

В сравнении с последним по времени максимумом, зафиксированным на неделе с 19 по 25 февраля 2024 г., когда производство автобензина и дизеля достигло 129 тыс. тонн в сутки и 249 тыс. тонн в сутки соответственно, выпуск автобензина сократился на 10%, а выпуск дизельного топлива – на 5%.

Для сравнения: по данным ЦДУ ТЭК, в «докризисном» 2021 г. внутренний спрос на автобензин составил 100 тыс. тонн в сутки, а на дизель – 108 тыс. тонн в сутки. Поэтому риски дефицита характерны, в первую очередь, для рынка автобензина.

На рынке дизеля ключевым является риск ценового ралли в сезонные пики спроса, особенно в мелкооптовом сегменте, как это было в августе-сентябре 2023 г., когда сельхозпроизводителям приходилось закупать дизель по цене в 100 тыс. руб. за тонну, в то время как на бирже цена лишь ненамного превосходила 75 тыс. руб. за тонну.

Апрельское сокращение нефтегазовых доходов бюджета – на 78,5 млрд руб. в сравнении с мартом 2024 г. – связано, в основном, со снижением поступлений по НДД (на 135 млрд руб.), а также увеличением выплат по демпферу (на 22,8 млрд руб.), что не удалось полностью компенсировать увеличением поступлений по НДПИ на нефть (на 77,2 млрд руб.) и газовый конденсат (на 5,8 млрд руб., без учета всех прочих налогов).

Впрочем, поступления по НДД корректнее сравнивать «год к году», а не «месяц к месяцу», с поправкой на изменение доли НДД в структуре налогооблагаемой добычи (эта доля достигла 52% против 9% в 2019 г., как отмечал вице-премьер Александр Новак в статье для журнала «Энергетическая политика»).

В целом, ситуацию с нефтегазовыми доходами бюджета не стоит драматизировать: по итогам первых четырех месяцев 2024 г. их объем превысил уровень января-апреля 2023 г. более чем на 80% (на 1,87 трлн руб.). Ключевым риском являются не краткосрочные изменение объема нефтегазовых доходов, а «отложенный» эффект санкций, который приводит к долгосрочным потерям отрасли, в том числе сокращению доступа к технологиям для глубоководной и арктической добычи нефти и освоения трудноизвлекаемых запасов. Наряду с ростом добычи нефти вне стран ОПЕК+, это грозит сокращением доли России на мировом рынке, а также потерями российских компаний и федерального бюджета.

Полная версия моего комментария для «Ведомостей»

Доля нефтегазовых доходов в структуре федерального бюджета снизилась с 46% в 2018 г. до 30% в 2023 г., следует из данных Минфина. Среди причин – не только повышение базовой ставки НДС (с 18% до 20%) в 2019 г. и введение так называемого «налога на сверхприбыль», но и:

• Последствия сделки ОПЕК+ и санкций, которые привели к сокращению экспорта и добычи нефти: по оценке Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти и газового конденсата в России в 2023 г. снизилась на 5% в сравнении с уровнем 2018 г. – с 11,38 млн до 10,76 млн баррелей в сутки (б/с).

• Кратное сокращение экспорта «Газпрома» в страны ЕС – с 366 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 101 млн куб. м/сут. в IV квартале 2023 г., с учетом транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию, согласно данным ENTSOG.

• Рост дисконта Urals к Brent, который подтолкнул Минфин к использованию при расчете налогов фиксированного дисконта, размер которого ($20 за баррель в конце 2023 г.) существенно превышает «докризисный» рыночный уровень в $1-2 за баррель.

(Данные за 2020 г. не очень релевантны из-за пандемии COVID-19)

Смягчение санкций – в том числе возвращение Chevron, разрешение на закупку услуг «Большой нефтесервисной четверки» и снятие экспортных ограничений – привело к более чем двукратному увеличению экспорта нефти из Венесуэлы: с 263 тыс. баррелей в сутки (б/с) в 2021 г. до 442 тыс. б/с в 2022 г. и 621 тыс. б/с в 2023 г., следует из данных Vortexa, которые в своем страновом обзоре приводит Управление энергетической информации (EIA).

Однако это все равно ниже даже сравнительно низкого – по историческим меркам – уровня 2016-2017 гг., когда объем экспорта нефти из Венесуэлы превышал отметку в 1,4 млн б/с.

Согласно прогнозу Rystad Energy, в 2024 г. низкоуглеродные отрасли энергетики практически сравняются по объему инвестиций с добычей, переработкой и транспортировкой нефти и газа.

Масштабный ввод ветровых и солнечных генераторов приводит к росту нагрузки на сеть и, как следствие, к необходимости модернизации линий электропередач (ЛЭП), из-за чего ЛЭП являются крупнейшим объектом инвестиций среди всех низкоуглеродных секторов.

В свою очередь, из-за эффекта низкой базы лидерами по «процентному» приросту инвестиций станут накопители энергии (+38% в 2024 г.), внедрение которых также увязано с бумом ВИЭ и необходимостью балансировать сеть в часы пасмурной и безветренной погоды.

Само по себе развитие железнодорожной инфраструктуры не решит долгосрочных проблем угольной отрасли, в том числе из-за сокращения спроса на российский энергетический уголь, которое станет следствием сужения географии строительства новых угольных ТЭС и наращивания инвестиций в угледобычу в КНР.

Согласно предварительной оценке Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в добычу угля в КНР увеличились почти вдвое – $55 млрд в 2018 г. до $105 млрд в 2023 г., в том числе из-за необходимости сокращения зависимости от импорта. При этом, если в структуре мощности угольных ТЭС на долю КНР к началу 2024 г. приходилось 53% (1137 ГВт из 2130 ГВт), то для строящихся электростанций эта доля составляла 71% (140 ГВт из 197 ГВт). Что не менее важно, Китай является общемировым лидером по темпам развития низкоуглеродной энергетики: например, в 2023 г. на долю КНР пришлось 63% глобального ввода мощности солнечных панелей и 65% ввода мощности ветровых генераторов.

Риски есть и в сегменте коксующегося угля, в том числе из-за постепенного распространения низкоуглеродных технологий в металлургии. Глобальная мощность строящихся кислородно-конвертерных печей для выплавки стали, требующих использования коксующегося угля, к апрелю 2024 г. была на 17% ниже мощности строящихся электроплавильных печей, не использующих коксующийся уголь (95,7 млн т в год против 114,7 млн т в год, согласно данным Global Energy Monitor). В долгосрочной перспективе это будет играть на ужесточение конкуренции среди производителей коксующегося угля, особенно с учетом превращения Монголию в крупнейшего поставщика на китайский рынок.

Эти риски невозможно купировать ни за счет модернизации БАМа и Транссиба, ни за счет сохранения сравнительно низких ставок на перевозку угля.

Мой комментарий для «Ведомостей»

В Европе к февралю 2024 г. насчитывалось 48 терминалов регазификации сжиженного природного газа (СПГ) общей мощностью 203,6 млн т СПГ в год. По данным Global Energy Monitor, в фазе строительства к тому моменту находилось 10 терминалов на 27,6 млн т в год, а на предынвестиционной стадии – еще 38 терминалов на 148,6 млн т в год.

Тем самым, в случае успешного завершения уже реализуемых и запланированных проектов общая мощность терминалов регазификации СПГ может вырасти почти на 90% – с 203,6 млн т в год до 379,8 млн т в год соответственно.

Солнечные панели – самый быстрорастущий источник электроэнергии в истории. По данным Ember, глобальная выработка электроэнергии на солнечных электростанциях выросла со 100 до 1000 тераватт-часов (ТВт*Ч) всего за 8 лет, предшествующих 2021 г.

Для сравнения: аналогичный прирост – со 100 ТВт*Ч до 1000 ТВт*Ч – занял 12 лет в случае ветровых (2017 г.) и атомных электростанций (1983 г.); для газовых электростанций этот прирост занял 28 лет (1981 г.), для угольных – 32 года (1957 г.), а для гидроэлектростанций – 39 лет (1967 г.).

Легкость использования солнечных панелей в быту; бурный рост энергоспроса в развивающихся странах, в том в числе в Китае, который является мировым лидером по вводу солнечных панелей; резкое удешевление технологий ВИЭ в 2010-е гг. – все эти факторы сделали «солнце» «фаворитом» энергоперехода.

Для сравнения: потребление электроэнергии в России в 2023 г. достигло 1169 ТВт*Ч.

Доля возобновляемых источников (ВИЭ) – включая ветровые, солнечные, гидроэлектростанции и генераторы на всех прочих типах ВИЭ – в глобальной выработке электроэнергии выросла с 29,4% в 2022 г. до 30,3% в 2023 г., в первые в истории преодолев отметку в 30%, следует из данных Ember.

Ключевую роль сыграл прирост на ветровых и солнечных электростанциях, общая доля которых выросла с 11,9% (3422 тераватт-часов, ТВтЧ) в 2022 г. до 13,4% (3935 ТВтЧ) в 2023 г.

Китай в 2023 г. обеспечил 60% прироста ветровой генерации, а ЕС и Бразилия – 24% и 7% соответственно. В свою очередь, основной вклад в прирост солнечной генерации внесли Китай (51%), ЕС (12%) и США (11%).