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%).

Общемировой спрос на электроэнергию в 2023 г. увеличился на 2,2%, а в абсолютном выражении – на 627 терватт-часов, что сопоставимо с годовым электропотреблением в Южной Корее (614 ТВтЧ в 2023 г.).

Низкоуглеродные источники – включая атомные электростанции – обеспечили 79% общемирового прироста спроса на электроэнергию в 2023 г. (с учетом сокращения выработки на гидроэлектростанциях), тогда как на долю теплоэлектростанций пришлось «лишь» чуть более 20%, согласно данным Ember.

Общемировая выработка на угольных электростанциях в 2023 г. выросла на 1,4%, достигнув 10434 тераватт-часов, однако при этом глобальная доля угольной генерации снизилась до 35,4% (против 35,7% в 2023 г.).

95% мирового прироста угольной генерации в 2023 г. обеспечили четыре страны – Китай, Индия, Вьетнам и Мексика, которые столкнулись с серьезным сокращением выработки на гидроэлектростанциях.

Глобальная выработка электроэнергии из газа выросла более чем вдвое в период с 2000 по 2023 гг., с 2745 до 6634 тераватт-часов (ТВтЧ), а доля газа в общемировой структуре генерации – с 18% до 23% соответственно.

Однако в последние годы происходит сокращение темпов прироста газовой генерации: если в период с 2015 по 2019 гг. глобальная выработка из газа выросла на 816 ТВтЧ, то за 2019-2023 гг. – лишь на 265 ТВтЧ. Для сравнения: общий спрос на электроэнергию в России в 2023 г. достиг 1169 ТВтЧ.

Ключевой причиной стало сокращение выработки из газа в ЕС, а также сравнительно низкая роль газа в электроэнергетике Индии и Китая, где основную роль в постепенном отказе от угля играют ВИЭ.

Газ остается наиболее востребованным в электроэнергетике богатых углеводородами стран, в том числе США и России, на долю которых в 2023 г. в общей сложности пришлось 35% мировой газовой генерации (2347 ТВтЧ из 6634 ТВтЧ).

Среднесуточное производство автомобильного бензина в России за неделю с 29 апреля по 5 мая 2024 г. сократилось на 4%, достигнув 112 тыс. тонн в сутки, а производство дизеля – выросло менее чем на 1% (до 238 тыс. тонн в сутки).

В обоих случаях показатели выпуска уступают последнему по времени максимуму, зафиксированному на неделе с 19 по 25 февраля 2024 г., когда производство автобензина в РФ составило 129 тыс. тонн в сутки, а производство дизеля – 249 тыс. тонн в сутки. В сравнении с этим уровнем производство автобензина сократилось на 14%, а дизеля – на 5%.

Для сравнения: по данным ЦДУ ТЭК, в «докризисном» 2021 г. внутренний спрос на автобензин в РФ составлял 100 тыс. тонн в сутки, а на дизель – 108 тыс. тонн в сутки.

Тем самым, риски дефицита бензина на внутреннем рынке по-прежнему сохраняются, тогда как в случае дизеля можно говорить, как минимум, о недополучении экспортной выручки. При этом в обоих сегментах сохраняются риски сокращения выпуска: нивелировать их можно только за счет обеспечения полной безопасности инфраструктуры НПЗ, а также снятия санкций на поставку оборудования для нефтепереработки.

Почему развалился социализм?

Кризис 1990-х, о котором в последние недели сломано столько копий, был предопределен «Великим переломом» конца 1920-х, когда был полностью свернут НЭП и фактически возвращена политика военного коммунизма. Запрет частной собственности, переход к государственному планированию, коллективизация сельского хозяйства, установление государственной монополии на внешнюю торговлю – все эти институты привели к тяжелым долговременным последствиям.

Социализм сделал невозможным рост производительности труда: у тебя нет стимулов наращивать выпуск и при этом сокращать издержки в условиях, когда твой доход никак не зависит от результатов твоего труда. Именно в этом – причина кризиса в советском сельском хозяйстве, который становился все более критичным по мере урбанизации в 1950-1980-е гг.

Социализм сделал невозможным инновации – по крайней мере, в «гражданских» секторах. Ключевым стимулом инноваций, в конечном счете, является получение прибыли: вот есть рынок кнопочных мобильных телефонов; но вот есть Стив Джобс и компания Apple, которые одними из первых выпустили смартфон, объединяющий функции телефона, видеокамеры, плеера, фотоаппарата, диктофона (и далее по списку). И вот буквально за десятилетие смартфоны вытесняют кнопочные телефоны на рынке мобильных устройств. При социализме такой переход невозможен: потому что есть Госплан, который предписывает предприятиям выпускать энное количество кнопочных телефонов; срыв этого плана грозит, как минимум, административными последствиями для директоров предприятий.

И у директора предприятия есть только один стимул: занизить плановые показатели и при этом выбить из Госплана побольше ресурсов для их исполнения, что неизбежно спряжено с ростом издержек. Наряду с государственной монополией внешней торговли, это привело к тому, что советские предприятия «гражданских» отраслей выпускали продукцию, которая была неконкурентоспособна по соотношению качества и издержек, что обернулось резким сокращением выпуска после либерализации импорта.

Неконкурентность гражданских секторов сначала компенсировалась возможностью использовать дешевый, а порой и вовсе бесплатный труд крестьян и бежавших из села горожан первого поколения, а позже – в 1970-е и 1980-е гг. – уже за счет ренты от освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири. К концу 1980-х оба эти источники были полностью исчерпаны: Россия (в границах РСФСР) была страной с фактически завершенной урбанизацией, при этом в Западной Сибири начала стремительно падать нефтедобыча, в том числе из-за сокращение доли фонтанного способа добычи и сопутствующего роста издержек, которые было невозможно компенсировать из-за падения цен.

К 1991 г. Россия была страной тотального продовольственного кризиса, накладывавшегося на катастрофу государственных финансов (чем еще является бюджетный дефицит в 30% ВВП?), абсолютную неконкурентоспособность несырьевых отраслей и производственный спад в нефтяной промышленности: неслучайно в начале 1990-х Правительство привлекало займы Всемирного банка на реабилитацию нефтедобычи.