Российский экспорт нефтепродуктов начал восстанавливаться после завершения ремонтов на НПЗ
Прохождение пика ремонтов на НПЗ привело к частичному восстановлению российского экспорта нефтепродуктов. По данным S&P Global Platts, морской экспорт нефтепродуктов из РФ в июне 2023 г. увеличился на 3% (месяц к месяцу), достигнув 2,49 млн б/с. Прирост к маю 2023 г. составил чуть более 80 тыс. б/с, а к июню 2022 г. – почти 200 тыс. б/с.
Ключевым импортером российских нефтепродуктов остается Турция, которая в июне 2023 г. нарастила импорт на 40% (до 583 тыс. б/с). Второе место заняли Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), нарастившие импорт более чем вдвое (до 305 тыс. б/с). Первую тройку замкнул Сингапур, который увеличил импорт на 26% (до 303 тыс. б/с).
На территории ОАЭ расположен порт Фуджейра, который является крупнейшим на Ближнем Востоке хабом нефтепродуктов, откуда сырье поставляется в сопредельные страны и регионы. Статистика поставок публикуется еженедельно: например, на неделе с 19 по 26 июня 2023 г. экспорт мазута из порта Фуджейра увеличился на 32% (до 119 тыс. б/с) в сравнении с предшествующей неделей, а экспорт всех прочих видов нефтепродуктов – более чем вдвое, с 302 тыс. б/с до 669 тыс. б/с. Вероятно, в этих объемах «сидят» мазут и дизельное топливо из России.
Поэтому, как и в случае с Сингапуром, поставки в ОАЭ носят преимущественно транзитный характер. То же самое касается Греции – единственной европейской страны среди Топ-10 импортеров нефтепродуктов. В территориальных водах Греции осуществляется перевалка «с борта на борт» (ship-to-ship), объем которой по итогам июня 2023 г. составил 186 тыс. б/с, что эквивалентно 7% от суммарного объема морских поставок нефтепродуктов из РФ.
Наконец, транзитный характер носят и поставки в страны Африки, число которых среди Топ-20 импортеров по итогам июня достигло восьми: поставки в Египет, Сенегал, Ливию, Тунис, Марокко, Гану, Того и Алжир в июне 2023 г. достигли в общей сложности достигли 339 тыс. б/с, или 14% от экспорта нефтепродуктов из РФ. Для сравнения: общая доля Индии и Китая в июне 2023 г. составила 15% (382 тыс. б/с), а доля Турции – 23%.
Учитывая завершение основного периода ремонтов на НПЗ и рост внимания к экспорту нефти со стороны ОПЕК+, российский экспорт нефтепродуктов в ближайшие месяцы, скорее всего, будет более устойчивым, чем экспорт нефти. Это поддержит загрузку НПЗ в условиях сокращения добычи, но станет дополнительным риск-фактором для нефтегазовых доходов бюджета, в структуре которых доля экспортной пошлины на нефть (3,9%) выше, чем доля пошлин на нефтепродукты (1,3%, согласно данным Минфина за июнь 2023 г.).
@kirillrodionov
Прохождение пика ремонтов на НПЗ привело к частичному восстановлению российского экспорта нефтепродуктов. По данным S&P Global Platts, морской экспорт нефтепродуктов из РФ в июне 2023 г. увеличился на 3% (месяц к месяцу), достигнув 2,49 млн б/с. Прирост к маю 2023 г. составил чуть более 80 тыс. б/с, а к июню 2022 г. – почти 200 тыс. б/с.
Ключевым импортером российских нефтепродуктов остается Турция, которая в июне 2023 г. нарастила импорт на 40% (до 583 тыс. б/с). Второе место заняли Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), нарастившие импорт более чем вдвое (до 305 тыс. б/с). Первую тройку замкнул Сингапур, который увеличил импорт на 26% (до 303 тыс. б/с).
На территории ОАЭ расположен порт Фуджейра, который является крупнейшим на Ближнем Востоке хабом нефтепродуктов, откуда сырье поставляется в сопредельные страны и регионы. Статистика поставок публикуется еженедельно: например, на неделе с 19 по 26 июня 2023 г. экспорт мазута из порта Фуджейра увеличился на 32% (до 119 тыс. б/с) в сравнении с предшествующей неделей, а экспорт всех прочих видов нефтепродуктов – более чем вдвое, с 302 тыс. б/с до 669 тыс. б/с. Вероятно, в этих объемах «сидят» мазут и дизельное топливо из России.
Поэтому, как и в случае с Сингапуром, поставки в ОАЭ носят преимущественно транзитный характер. То же самое касается Греции – единственной европейской страны среди Топ-10 импортеров нефтепродуктов. В территориальных водах Греции осуществляется перевалка «с борта на борт» (ship-to-ship), объем которой по итогам июня 2023 г. составил 186 тыс. б/с, что эквивалентно 7% от суммарного объема морских поставок нефтепродуктов из РФ.
Наконец, транзитный характер носят и поставки в страны Африки, число которых среди Топ-20 импортеров по итогам июня достигло восьми: поставки в Египет, Сенегал, Ливию, Тунис, Марокко, Гану, Того и Алжир в июне 2023 г. достигли в общей сложности достигли 339 тыс. б/с, или 14% от экспорта нефтепродуктов из РФ. Для сравнения: общая доля Индии и Китая в июне 2023 г. составила 15% (382 тыс. б/с), а доля Турции – 23%.
Учитывая завершение основного периода ремонтов на НПЗ и рост внимания к экспорту нефти со стороны ОПЕК+, российский экспорт нефтепродуктов в ближайшие месяцы, скорее всего, будет более устойчивым, чем экспорт нефти. Это поддержит загрузку НПЗ в условиях сокращения добычи, но станет дополнительным риск-фактором для нефтегазовых доходов бюджета, в структуре которых доля экспортной пошлины на нефть (3,9%) выше, чем доля пошлин на нефтепродукты (1,3%, согласно данным Минфина за июнь 2023 г.).
@kirillrodionov
S&P Global
Interactive: Global oil flow tracker
Recording changes to Russian oil exports and EU oil imports since the war in Ukraine
Темпы падения нефтегазовых доходов замедляются из-за сглаживания эффекта высокой базы и сокращения выплат по демпферу
Темпы падения нефтегазовых доходов федерального бюджета постепенно сокращаются: если в мае 2023 г. их объем снизился на 36% (на 315 млрд руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., то в июне – на 26% (на 189 млрд руб.), согласно ежемесячной сводке Минфина.
Ключевой причиной стало постепенное сглаживание высокой статистической базы прошлого года. Если в апреле 2022 г. нефтегазовые доходы бюджета достигли 1 798 млрд руб., то в мае 2022 г. их объем составил 886 млрд руб., а в июне 2022 г. – 718 млрд руб. Такая разница отчасти связана с тем, что апрель 2022 г. был одним из месяцев выплат по НДД; но, так или иначе, эффект высокой базы начинает сглаживаться – это будет особенно заметно во втором полугодии, с учетом того, что в период с июня по декабрь 2022 г. средняя цены Urals снизилась с $87,3 до $50,5 за баррель.
Наиболее сильное сокращение было характерно для поступлений по экспортной пошлине на газ, которые в июне 2023 г. снизились на 187,3 млрд (-86%). Сказалось привычное сокращение трубопроводных поставок газа в Европу: если в июне 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 169 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.), то в июне 2023 г. – 72 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Суммарные поступления по НДПИ на нефть и экспортной пошлине на нефть снизились на 168,4 млрд руб. (-24%). Сказалось падение цен на нефть: в июне 2022 г. средняя цена Urals составляла $87,3 за баррель, тогда как в июне 2023 г. – $55,3 за баррель. В свою очередь, сборы по НДПИ на газ увеличились на 41,2 млрд руб. (+76%) – из-за увеличения налоговой нагрузки на «Газпром», который с нынешнего года ежемесячно платит в бюджет дополнительные 50 млрд руб.
Поступления по НДПИ на газовый конденсат увеличились на 0,7 млрд руб. (+2%); а поступления по экспортным пошлинам на нефтепродукты – увеличились на 0,8 млрд руб. (+13%), даже несмотря на реализацию налогового маневра, который предполагает сокращение пошлин на нефть, к которым привязаны пошлины на нефтепродукты. Сказывается рост экспорта: в июне 2022 г. морской экспорт нефтепродуктов составил 2,29 млн б/с, тогда как в июне 2023 г. – 2,49 млн б/с, согласно данным S&P Global Platts.
Как и в июне 2022 г., в прошедшем месяце не было крупных выплат по НДД: их объем составил лишь 0,9 млрд руб. (сокращение на 4,2 млрд руб. в сравнении с уровнем годичной давности), не оказав серьезного влияния на общую динамику нефтегазовых доходов.
В результате «прямые» нефтегазовые доходы бюджета в июне 2023 г. в общей сложности снизились на 317,2 млрд руб. (до 690,2 млрд руб.). Однако на итоговый объем поступлений повлияло сокращение субсидий нефтяникам: выплаты по демпферу снизились на 142,9 млрд руб., тогда как выплаты по обратному акцизу на нефть и инвестиционной надбавке – увеличились «лишь» на 15,1 млрд руб. Тем самым, кумулятивный объем субсидий снизился на 127,8 млрд руб.
В целом, с учетом субсидий, сокращение нефтегазовых доходов в июне 2023 г. достигло 189,3 млрд руб. Это во многом объясняет, почему Минфин планирует сделать формулу демпфера менее выгодной для нефтяников.
@kirillrodionov
Темпы падения нефтегазовых доходов федерального бюджета постепенно сокращаются: если в мае 2023 г. их объем снизился на 36% (на 315 млрд руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г., то в июне – на 26% (на 189 млрд руб.), согласно ежемесячной сводке Минфина.
Ключевой причиной стало постепенное сглаживание высокой статистической базы прошлого года. Если в апреле 2022 г. нефтегазовые доходы бюджета достигли 1 798 млрд руб., то в мае 2022 г. их объем составил 886 млрд руб., а в июне 2022 г. – 718 млрд руб. Такая разница отчасти связана с тем, что апрель 2022 г. был одним из месяцев выплат по НДД; но, так или иначе, эффект высокой базы начинает сглаживаться – это будет особенно заметно во втором полугодии, с учетом того, что в период с июня по декабрь 2022 г. средняя цены Urals снизилась с $87,3 до $50,5 за баррель.
Наиболее сильное сокращение было характерно для поступлений по экспортной пошлине на газ, которые в июне 2023 г. снизились на 187,3 млрд (-86%). Сказалось привычное сокращение трубопроводных поставок газа в Европу: если в июне 2022 г. экспорт «Газпрома» в страны ЕС составил 169 млн кубических метров в сутки (куб. м/сут.), то в июне 2023 г. – 72 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Суммарные поступления по НДПИ на нефть и экспортной пошлине на нефть снизились на 168,4 млрд руб. (-24%). Сказалось падение цен на нефть: в июне 2022 г. средняя цена Urals составляла $87,3 за баррель, тогда как в июне 2023 г. – $55,3 за баррель. В свою очередь, сборы по НДПИ на газ увеличились на 41,2 млрд руб. (+76%) – из-за увеличения налоговой нагрузки на «Газпром», который с нынешнего года ежемесячно платит в бюджет дополнительные 50 млрд руб.
Поступления по НДПИ на газовый конденсат увеличились на 0,7 млрд руб. (+2%); а поступления по экспортным пошлинам на нефтепродукты – увеличились на 0,8 млрд руб. (+13%), даже несмотря на реализацию налогового маневра, который предполагает сокращение пошлин на нефть, к которым привязаны пошлины на нефтепродукты. Сказывается рост экспорта: в июне 2022 г. морской экспорт нефтепродуктов составил 2,29 млн б/с, тогда как в июне 2023 г. – 2,49 млн б/с, согласно данным S&P Global Platts.
Как и в июне 2022 г., в прошедшем месяце не было крупных выплат по НДД: их объем составил лишь 0,9 млрд руб. (сокращение на 4,2 млрд руб. в сравнении с уровнем годичной давности), не оказав серьезного влияния на общую динамику нефтегазовых доходов.
В результате «прямые» нефтегазовые доходы бюджета в июне 2023 г. в общей сложности снизились на 317,2 млрд руб. (до 690,2 млрд руб.). Однако на итоговый объем поступлений повлияло сокращение субсидий нефтяникам: выплаты по демпферу снизились на 142,9 млрд руб., тогда как выплаты по обратному акцизу на нефть и инвестиционной надбавке – увеличились «лишь» на 15,1 млрд руб. Тем самым, кумулятивный объем субсидий снизился на 127,8 млрд руб.
В целом, с учетом субсидий, сокращение нефтегазовых доходов в июне 2023 г. достигло 189,3 млрд руб. Это во многом объясняет, почему Минфин планирует сделать формулу демпфера менее выгодной для нефтяников.
@kirillrodionov
Forwarded from Экономика долгого времени
На полях: нетрудно представить, что было бы с рублем, если бы на текущем фоне ЕС еще и снял ограничения на граждан РФ в финансовом секторе. Такая свистопляска с бегством в валюту и в европейские банки началась бы, hold my beer. Но чиновники ЕС стоят на страже стабильности рубля, и оттока капитала из РФ усиливать не будут. Если ранжировать участников событий по тому, какой вклад они вносят в финансовую стабильность РФ и рубля, то глава ЦБ РФ будет у европейских чиновников в средней руки помощниках.
@longviewecon
@longviewecon
Энергетические рынки нивелировали шоки предложения 2021–2022 гг., что привело к ощутимой коррекции цен
"Что касается нефтяного рынка, то здесь действие двух ключевых шоков предложения, эмбарго ЕС в отношении России и ужесточения условий сделки ОПЕК+, оказалось еще более кратковременным. С одной стороны, сказываются ужесточение монетарной политики Федеральной резервной системы (ФРС), которое по своим последствиям напоминает середину 2010-х, когда под влиянием сворачивания программы количественного смягчения и перехода к повышению ставки среднегодовая цена Brent снизилась более чем вдвое (с $99 за баррель в 2014 г. до $44 за баррель в 2016 г.). ФРС в период с марта 2022 г. по май 2023 г. повышала ставку по федеральным фондам десять раз, и это не могло не воздействовать на рынок.
С дрогой стороны, сказывается постепенное исчерпание потенциала восстановительного роста спроса. По данным Energy Institute (организации, которая теперь вместо BP выпускает Обзор мировой энергетики), глобальный спрос на нефть в 2022 г. был ниже уровня 2019 г. только в авиаперевозках (на 1,74 млн б/с) и наземном легковом транспорте (на 590 тыс. б/с), тогда как в нефтехимии, электроэнергетике, наземном грузовом и морском транспорте спрос превысил «доковидный» уровень в общей сложности на 1,69 млн б/с. При этом часть остававшегося к началу нынешнего года «гэпа» в сегменте авиаперевозок была преодолена в последние несколько месяцев: если в декабре 2022 г. глобальный пассажирооборот (RPK) гражданских авиарейсов был ниже уровня аналогичного месяца 2019 г. на 23,1%, то в апреле 2023 г. — «лишь» на 9,5%, согласно данным Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA).
Наконец, стабилизирующую роль играет и рост предложения за пределами стран, участвующих в сделке ОПЕК+. Согласно июньскому прогнозу ОПЕК, добыча нефти в США в 2023 г. увеличится на 1,06 млн б/с, а в Латинской Америке — на 380 тыс. б/с. Прирост на 1,44 млн б/с сопоставим c майским раундом сокращением квот ОПЕК+, которые тогда были снижены на 1,66 млн б/с.
В целом, прошедший год убедительно доказал, что рынок сильнее любых шоков предложения. Поэтому попытки подстегнуть нефтяные цены за счет дополнительного урезания квот ОПЕК+ будут обречены на неудачу".
Мой новый текст в издании «Нефть и Капитал», в котором я также анализирую ситуацию на газовом и угольном рынках, доступен по ссылке.
"Что касается нефтяного рынка, то здесь действие двух ключевых шоков предложения, эмбарго ЕС в отношении России и ужесточения условий сделки ОПЕК+, оказалось еще более кратковременным. С одной стороны, сказываются ужесточение монетарной политики Федеральной резервной системы (ФРС), которое по своим последствиям напоминает середину 2010-х, когда под влиянием сворачивания программы количественного смягчения и перехода к повышению ставки среднегодовая цена Brent снизилась более чем вдвое (с $99 за баррель в 2014 г. до $44 за баррель в 2016 г.). ФРС в период с марта 2022 г. по май 2023 г. повышала ставку по федеральным фондам десять раз, и это не могло не воздействовать на рынок.
С дрогой стороны, сказывается постепенное исчерпание потенциала восстановительного роста спроса. По данным Energy Institute (организации, которая теперь вместо BP выпускает Обзор мировой энергетики), глобальный спрос на нефть в 2022 г. был ниже уровня 2019 г. только в авиаперевозках (на 1,74 млн б/с) и наземном легковом транспорте (на 590 тыс. б/с), тогда как в нефтехимии, электроэнергетике, наземном грузовом и морском транспорте спрос превысил «доковидный» уровень в общей сложности на 1,69 млн б/с. При этом часть остававшегося к началу нынешнего года «гэпа» в сегменте авиаперевозок была преодолена в последние несколько месяцев: если в декабре 2022 г. глобальный пассажирооборот (RPK) гражданских авиарейсов был ниже уровня аналогичного месяца 2019 г. на 23,1%, то в апреле 2023 г. — «лишь» на 9,5%, согласно данным Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA).
Наконец, стабилизирующую роль играет и рост предложения за пределами стран, участвующих в сделке ОПЕК+. Согласно июньскому прогнозу ОПЕК, добыча нефти в США в 2023 г. увеличится на 1,06 млн б/с, а в Латинской Америке — на 380 тыс. б/с. Прирост на 1,44 млн б/с сопоставим c майским раундом сокращением квот ОПЕК+, которые тогда были снижены на 1,66 млн б/с.
В целом, прошедший год убедительно доказал, что рынок сильнее любых шоков предложения. Поэтому попытки подстегнуть нефтяные цены за счет дополнительного урезания квот ОПЕК+ будут обречены на неудачу".
Мой новый текст в издании «Нефть и Капитал», в котором я также анализирую ситуацию на газовом и угольном рынках, доступен по ссылке.
oilcapital.ru
Рынок сильнее шоков
Стабилизация нефтяных цен — часть более общего тренда на охлаждение сырьевых рынков
Угольный рынок: три шока предложения
"Сырьевые рынки практически полностью отыграли ряд шоков предложения, которые вызвали их прошлогодний взлет. Например, на угольном рынке таких шоков было сразу три: эмбарго ЕС в отношении России; месячный запрет на экспорт угля из Индонезии, который действовал в январе 2022 г.; и эмбарго Китая в отношении Австралии, о котором власти КНР не объявляли официально, но которое действовало в 2021–2022 гг. на уровне таможенных распоряжений.
Одним из последствий этих шоков стало изменение географии импорта. По данным Ember, импорт энергетического угля в ЕС в 2022 г. увеличился с 43 млн т до 65 млн т, при этом поставки из ЮАР выросли с 2 млн до 13 млн т, из Австралии — с 1 млн до 6 млн т, из Колумбии — с 8 млн до 14 млн т, а из Индонезии — практически с нуля до 6 млн т. Схожий эффект можно было наблюдать и в Китае, где в начале 2023 г. было отменено эмбарго в отношении Австралии, но при этом поставки не вернулись на прежний уровень. По итогам первых четырех месяцев 2023 г. импорт коксующегося угля из Австралии в КНР составил 529 тыс. т, тогда как импорт из Монголии и России достиг 15,3 млн т и 9,6 млн т, а их доли в структуре китайского импорта — 49,5% и 30,8% соответственно, согласно данным официальной таможенной статистики. Для сравнения: в 2020 г. доля Австралии в импорте коксующегося угля в КНР составила 48,4% (35 млн т).
В Европе шоки предложения привели к сжатию спроса. По данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% в годовом выражении, а доля угольных ТЭС в общей структуре генерации снизилась с 16% до 13%. Сокращение угольной генерации в абсолютном выражении составило 36,4 тераватт-часа (ТВт*Ч), что сопоставимо с годовым спросом на электроэнергию в Ирландии. Это привело к росту коммерческих запасов угля в ЕС, которые стали приближаться к максимумам времен пандемии COVID-19. По оценке S&P Global Platts, запасы угля на хабе Амстердам — Роттердам — Антверпен к концу первой декады июня достигли 5,1 млн т — наивысшему уровню с мая 2020 г. (5,5 млн т).
Наконец, нивелирование шоков произошло и благодаря отмене запрета на экспорт угля из Индонезии, который действовал лишь месяц, но при этом оказал серьезное влияние на прошлогоднюю динамику торговли, поскольку Индонезия является крупнейшим в мире экспортером энергетического угля. Снятие запрета привело к взрывному росту поставок: по оценке S&P Global Platts, импорт энергетического угля из Индонезии в КНР по итогам первых пяти месяцев 2023 г. увеличился на 66% (до 89,9 млн т) в сравнении аналогичным периодом 2022 г."
@kirillrodionov
"Сырьевые рынки практически полностью отыграли ряд шоков предложения, которые вызвали их прошлогодний взлет. Например, на угольном рынке таких шоков было сразу три: эмбарго ЕС в отношении России; месячный запрет на экспорт угля из Индонезии, который действовал в январе 2022 г.; и эмбарго Китая в отношении Австралии, о котором власти КНР не объявляли официально, но которое действовало в 2021–2022 гг. на уровне таможенных распоряжений.
Одним из последствий этих шоков стало изменение географии импорта. По данным Ember, импорт энергетического угля в ЕС в 2022 г. увеличился с 43 млн т до 65 млн т, при этом поставки из ЮАР выросли с 2 млн до 13 млн т, из Австралии — с 1 млн до 6 млн т, из Колумбии — с 8 млн до 14 млн т, а из Индонезии — практически с нуля до 6 млн т. Схожий эффект можно было наблюдать и в Китае, где в начале 2023 г. было отменено эмбарго в отношении Австралии, но при этом поставки не вернулись на прежний уровень. По итогам первых четырех месяцев 2023 г. импорт коксующегося угля из Австралии в КНР составил 529 тыс. т, тогда как импорт из Монголии и России достиг 15,3 млн т и 9,6 млн т, а их доли в структуре китайского импорта — 49,5% и 30,8% соответственно, согласно данным официальной таможенной статистики. Для сравнения: в 2020 г. доля Австралии в импорте коксующегося угля в КНР составила 48,4% (35 млн т).
В Европе шоки предложения привели к сжатию спроса. По данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% в годовом выражении, а доля угольных ТЭС в общей структуре генерации снизилась с 16% до 13%. Сокращение угольной генерации в абсолютном выражении составило 36,4 тераватт-часа (ТВт*Ч), что сопоставимо с годовым спросом на электроэнергию в Ирландии. Это привело к росту коммерческих запасов угля в ЕС, которые стали приближаться к максимумам времен пандемии COVID-19. По оценке S&P Global Platts, запасы угля на хабе Амстердам — Роттердам — Антверпен к концу первой декады июня достигли 5,1 млн т — наивысшему уровню с мая 2020 г. (5,5 млн т).
Наконец, нивелирование шоков произошло и благодаря отмене запрета на экспорт угля из Индонезии, который действовал лишь месяц, но при этом оказал серьезное влияние на прошлогоднюю динамику торговли, поскольку Индонезия является крупнейшим в мире экспортером энергетического угля. Снятие запрета привело к взрывному росту поставок: по оценке S&P Global Platts, импорт энергетического угля из Индонезии в КНР по итогам первых пяти месяцев 2023 г. увеличился на 66% (до 89,9 млн т) в сравнении аналогичным периодом 2022 г."
@kirillrodionov
oilcapital.ru
Рынок сильнее шоков
Стабилизация нефтяных цен — часть более общего тренда на охлаждение сырьевых рынков
Рост цен на бензин – это «бунт» нефтяников против планов Минфина урезать демпфер
Цена бензина «Регуляр 92» по итогам торгов 11 июля 2023 г. выросла на 0,4%, достигнув нового исторического максимума (59 441 руб./т), следует из данных Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржи (СПбМТСБ). Предыдущий максимум (59 198 руб./т) был установлен в понедельник, 10 июля.
Рост цен происходит на фоне формирования новых правил регулирования отрасли. Минфин предложил увеличить акцизы на бензин и дизельное топливо (ДТ) на 0,9% в 2024 г., а также изменить формулу демпфера с сентября 2023 г., в результате чего выплаты по демпферному механизму снизятся вдвое. Новая формула демпфера будет действовать до конца 2026 г.; при этом дисконтирование экспортной цены бензина на дисконт между Brent и Urals, которое должно было использоваться при расчете демпфера до 2026 г., будет продлено на 2027 г. Наконец, в 2025 г. топливные акцизы будут увеличены еще на 0,9%, а в 2026 г. – на 4%.
Рост цен, де-факто, является протестом нефтяников против сокращения демпфера и повышения акцизов. Федеральная антимонопольная служба (ФАС) в нынешнем году уже направляла письма девяти нефтяным компаниям с требованием увеличить продажи бензина на бирже. По всей видимости, нефтяники минимизируют поставки и сейчас, иначе бы ценовой рекорд не обновлялся четыре торговых дня подряд (на торгах 6,7, 10 и 11 июля 2023 г.).
Нефтяников не может устраивать перспектива сокращения субсидий, которые в нынешнем году и без того снизились вдвое из-за падения экспортных цен. По данным Минфина, выплаты по демпферу по итогам первой половины 2023 г. снизились на 58% (до 542,6 млрд руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. Дальнейшее сокращение субсидий наряду с повышением акцизов неизбежно ударит по маржинальности нефтепереработки, на которую уже повлиял рост транспортных издержек, связанный с разворотом экспорта в Азию и Ближний Восток.
Что самое главное, демпфер, пришедший на смену соглашениям о фиксации цен, является частью джентельменского соглашения, в рамках которого нефтяники в обмен на субсидии обязались удерживать прирост цен в границах инфляции; и это условие соблюдалось в 2019, 2020 и 2022 гг., пусть даже во многом благодаря ускорению общего прироста потребительских цен. Пересмотр демпфера, по всей видимости, воспринимается в отрасли как разрыв негласных условий, из-за чего нефтяники не считают более нужным сдерживать рост цен.
Выйти из тупика можно только за счет нового отраслевого консенсуса, который бы предполагал отмену демпфера и резкий рост нормативов биржевых продаж (до 25% против 12% для бензина и 8,5% для дизельного топлива) в обмен на более чем двукратное сокращение акцизов и отмену всех ограничений на экспорт и импорт топлива. Это снизит издержки НПЗ, повысит доступность топлива для независимых АЗС и уменьшит потери нефтегазовых доходов, которые дисконтируются на объем выплат по демпферу.
Цена бензина «Регуляр 92» по итогам торгов 11 июля 2023 г. выросла на 0,4%, достигнув нового исторического максимума (59 441 руб./т), следует из данных Санкт-Петербургской товарно-сырьевой биржи (СПбМТСБ). Предыдущий максимум (59 198 руб./т) был установлен в понедельник, 10 июля.
Рост цен происходит на фоне формирования новых правил регулирования отрасли. Минфин предложил увеличить акцизы на бензин и дизельное топливо (ДТ) на 0,9% в 2024 г., а также изменить формулу демпфера с сентября 2023 г., в результате чего выплаты по демпферному механизму снизятся вдвое. Новая формула демпфера будет действовать до конца 2026 г.; при этом дисконтирование экспортной цены бензина на дисконт между Brent и Urals, которое должно было использоваться при расчете демпфера до 2026 г., будет продлено на 2027 г. Наконец, в 2025 г. топливные акцизы будут увеличены еще на 0,9%, а в 2026 г. – на 4%.
Рост цен, де-факто, является протестом нефтяников против сокращения демпфера и повышения акцизов. Федеральная антимонопольная служба (ФАС) в нынешнем году уже направляла письма девяти нефтяным компаниям с требованием увеличить продажи бензина на бирже. По всей видимости, нефтяники минимизируют поставки и сейчас, иначе бы ценовой рекорд не обновлялся четыре торговых дня подряд (на торгах 6,7, 10 и 11 июля 2023 г.).
Нефтяников не может устраивать перспектива сокращения субсидий, которые в нынешнем году и без того снизились вдвое из-за падения экспортных цен. По данным Минфина, выплаты по демпферу по итогам первой половины 2023 г. снизились на 58% (до 542,6 млрд руб.) в сравнении с аналогичным периодом 2022 г. Дальнейшее сокращение субсидий наряду с повышением акцизов неизбежно ударит по маржинальности нефтепереработки, на которую уже повлиял рост транспортных издержек, связанный с разворотом экспорта в Азию и Ближний Восток.
Что самое главное, демпфер, пришедший на смену соглашениям о фиксации цен, является частью джентельменского соглашения, в рамках которого нефтяники в обмен на субсидии обязались удерживать прирост цен в границах инфляции; и это условие соблюдалось в 2019, 2020 и 2022 гг., пусть даже во многом благодаря ускорению общего прироста потребительских цен. Пересмотр демпфера, по всей видимости, воспринимается в отрасли как разрыв негласных условий, из-за чего нефтяники не считают более нужным сдерживать рост цен.
Выйти из тупика можно только за счет нового отраслевого консенсуса, который бы предполагал отмену демпфера и резкий рост нормативов биржевых продаж (до 25% против 12% для бензина и 8,5% для дизельного топлива) в обмен на более чем двукратное сокращение акцизов и отмену всех ограничений на экспорт и импорт топлива. Это снизит издержки НПЗ, повысит доступность топлива для независимых АЗС и уменьшит потери нефтегазовых доходов, которые дисконтируются на объем выплат по демпферу.
Интерфакс
Минфин предложил изменить расчет демпфера по топливу и повысить акцизы на 2024-2025 годы
Минфин предлагает "уполовинить" выплаты демпфера по топливу с сентября 2023 года до конца 2026 года, продлить действие дисконта цены нефти Urals к Brent в экспортной цене бензина на 2027 год, а также повысить акцизы на бензин и дизельное топливо на 0,9% в…
Добыча нефти в России достигла минимума с апреля-2022
Добыча нефти в России в июне 2023 г. снизилась на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из данных S&P Global Platts. Добыча составила 9,42 млн б/с – это минимальный показатель с апреля 2022 г., когда страны ЕС стали постепенно отказываться от импорта нефти из РФ, а морские поставки в Индию и Китай были на 40% ниже текущего уровня (1,5 млн б/с в апреле-2022 vs 2,6 млн б/с в июне-2023 млн б/с).
Для сравнения: по данным S&P Global Plats, учитывающим только нефть (без конденсата), добыча в РФ в феврале 2023 г. составляла 9,86 млн б/с. Соответственно, к июню 2023 г. добыча нефти снизилась на 440 тыс. б/с. Это, в целом, соответствует заявлениям вице-премьера Новака, который в минувшем феврале анонсировал сокращение добычи на 500 тыс. б/с.
На сокращение добычи указывают и данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США, в которых учитывается газовый конденсат. По оценке EIA, добыча нефти и конденсата в РФ в период с февраля по июнь 2023 г. сократилась на 600 тыс. б/с, достигнув 10,51 млн б/с. Согласно «длинному ряду» EIA, опубликованному в июльском выпуске Short-Term Energy Outlook, это также является минимумом с апреля 2022 г., когда добыча в РФ составила 10,32 млн б/с.
Сокращение добычи уже повлияло на динамику экспорта: по оценке S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России в июне 2023 г. снизился на 380 тыс. б/с (до 3,47 млн б/с) в сравнении с предшествующим месяцем. При этом Александр Новак в начале июля заявил о том, что Россия в августе 2023 г. сократит экспорт на дополнительные 500 тыс. б/с. Это неизбежно отразится на добыче нефти, даже с учетом возможной переориентации на экспорт нефтепродуктов, который в минувшем июне увеличился на 80 тыс. б/с (до 2,49 млн б/с).
Добыча нефти в России в июне 2023 г. снизилась на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из данных S&P Global Platts. Добыча составила 9,42 млн б/с – это минимальный показатель с апреля 2022 г., когда страны ЕС стали постепенно отказываться от импорта нефти из РФ, а морские поставки в Индию и Китай были на 40% ниже текущего уровня (1,5 млн б/с в апреле-2022 vs 2,6 млн б/с в июне-2023 млн б/с).
Для сравнения: по данным S&P Global Plats, учитывающим только нефть (без конденсата), добыча в РФ в феврале 2023 г. составляла 9,86 млн б/с. Соответственно, к июню 2023 г. добыча нефти снизилась на 440 тыс. б/с. Это, в целом, соответствует заявлениям вице-премьера Новака, который в минувшем феврале анонсировал сокращение добычи на 500 тыс. б/с.
На сокращение добычи указывают и данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США, в которых учитывается газовый конденсат. По оценке EIA, добыча нефти и конденсата в РФ в период с февраля по июнь 2023 г. сократилась на 600 тыс. б/с, достигнув 10,51 млн б/с. Согласно «длинному ряду» EIA, опубликованному в июльском выпуске Short-Term Energy Outlook, это также является минимумом с апреля 2022 г., когда добыча в РФ составила 10,32 млн б/с.
Сокращение добычи уже повлияло на динамику экспорта: по оценке S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России в июне 2023 г. снизился на 380 тыс. б/с (до 3,47 млн б/с) в сравнении с предшествующим месяцем. При этом Александр Новак в начале июля заявил о том, что Россия в августе 2023 г. сократит экспорт на дополнительные 500 тыс. б/с. Это неизбежно отразится на добыче нефти, даже с учетом возможной переориентации на экспорт нефтепродуктов, который в минувшем июне увеличился на 80 тыс. б/с (до 2,49 млн б/с).
S&P Global
OPEC+ June crude output relatively steady ahead of further Saudi cut: Platts survey
OPEC pumps 28.23 mil b/d, allies add 13.11 mil b/d Quota shortfall at 1.1 mil b/d, including voluntary cuts Russian output down 440,000 b/d from Feb baseline OPEC and its allies kept their crude oil o
Добыча нефти в Иране достигла максимума с момента введения эмбарго
Добыча нефти в Иране по итогам июня 2023 г. увеличилась на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Добыча составила 2,78 млн б/с – это максимальный уровень с момента введения эмбарго, вступившего в силу в ноябре 2018 г.
Ранее Bloomberg со ссылкой на данные Kpler сообщал о том, что экспорт нефти из Ирана в мае 2023 г. достиг 1,6 млн б/с, вдвое превысив уровень осени прошлого года. Основным покупателем иранской нефти является Китай, а транзитный пунктом поставок – Малайзия: по информации Bloomberg, нефть транспортируется из Ирана в Малайзию на танкерах с отключенными транспондерами, а затем погружается на суда с включенными транспондерами.
Косвенно это подтверждает таможенная статистика, которую агрегирует портал Trade Map (совместный проект ЮНКТАД и ВТО): если в I квартале 2022 г. импорт нефти из Малайзию в КНР составлял 331 тыс. б/с, а во II квартале – 564 тыс. б/с, то в III квартале он достиг 857 тыс. б/с, а в IV квартале 2022 г. – чуть более 1,1 млн б/с. Более поздние официальные данные пока не доступны, однако в первой половине года, по всей видимости, продолжался прирост поставок, учитывая, что добыча нефти в Иране в июне 2023 г. превышала уровень декабря 2022г. на 220 тыс. б/с (данные EIA).
Июньский прирост добычи в Иране происходил на фоне стагнации предложения в странах ОПЕК+. По данным S&P Global Platts, добыча нефти в десяти странах ОПЕК, участвующих в сделке, осталась на уровне мая 2023 г., тогда как в девяти странах вне ОПЕК – сократилась на 60 тыс. б/с, из которых 30 тыс. б/с пришлись на Россию. Однако это – лишь определенное «затишье» перед новой волной сокращения предложения: Саудовская Аравия планирует в июле и августе 2023 г. сократить добычу на 1 млн б/с, а Россия с августа снизит экспорт дополнительно на 500 тыс. б/с.
Добыча нефти в Иране по итогам июня 2023 г. увеличилась на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с) в сравнении с предшествующим месяцем, следует из данных Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Добыча составила 2,78 млн б/с – это максимальный уровень с момента введения эмбарго, вступившего в силу в ноябре 2018 г.
Ранее Bloomberg со ссылкой на данные Kpler сообщал о том, что экспорт нефти из Ирана в мае 2023 г. достиг 1,6 млн б/с, вдвое превысив уровень осени прошлого года. Основным покупателем иранской нефти является Китай, а транзитный пунктом поставок – Малайзия: по информации Bloomberg, нефть транспортируется из Ирана в Малайзию на танкерах с отключенными транспондерами, а затем погружается на суда с включенными транспондерами.
Косвенно это подтверждает таможенная статистика, которую агрегирует портал Trade Map (совместный проект ЮНКТАД и ВТО): если в I квартале 2022 г. импорт нефти из Малайзию в КНР составлял 331 тыс. б/с, а во II квартале – 564 тыс. б/с, то в III квартале он достиг 857 тыс. б/с, а в IV квартале 2022 г. – чуть более 1,1 млн б/с. Более поздние официальные данные пока не доступны, однако в первой половине года, по всей видимости, продолжался прирост поставок, учитывая, что добыча нефти в Иране в июне 2023 г. превышала уровень декабря 2022г. на 220 тыс. б/с (данные EIA).
Июньский прирост добычи в Иране происходил на фоне стагнации предложения в странах ОПЕК+. По данным S&P Global Platts, добыча нефти в десяти странах ОПЕК, участвующих в сделке, осталась на уровне мая 2023 г., тогда как в девяти странах вне ОПЕК – сократилась на 60 тыс. б/с, из которых 30 тыс. б/с пришлись на Россию. Однако это – лишь определенное «затишье» перед новой волной сокращения предложения: Саудовская Аравия планирует в июле и августе 2023 г. сократить добычу на 1 млн б/с, а Россия с августа снизит экспорт дополнительно на 500 тыс. б/с.
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.
Ужесточение санкций за недопоставку угля на биржу будет явно избыточным на фоне дефицита мощностей РЖД и падения экспортных цен
Запуск регулярных торгов углем, состоявшийся в минувшем феврале на Санкт-Петербургской товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ), фактически был призван простимулировать поставки угля на внутренний рынок, который в последние годы стал для российских производителей вторичным. Например, в 2022 г. на внутренний рынок было отгружено 181,6 млн т угля, тогда как на экспорт – 201,7 млн т (включая коксующийся уголь), согласно данным ЦДУ ТЭК. Это, в частности, касается и энергетического угля. Поставки энергетического угля на экспорт в 2022 г. достигли 169 млн т, тогда как поставки на российские электростанции – 87,6 млн т.
Более того, внутренний рынок энергетического угля постепенно сжимается: по данным Global Energy Monitor, в России в период с 2000 по 2022 гг. было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 8 ГВт. При этом в 2023-2028 гг. от сети должно быть отключено еще чуть менее 4 ГВт мощности угольных ТЭС. Поэтому производители угля в последние годы стремились максимизировать экспорт. Регуляторы попытались переломить эту тенденцию за счет биржевых торгов, однако, по всей видимости, риски недопоставок на биржу для угольщиков ниже, чем риск сокращения экспорта.
Впрочем, это не означает, что угольщикам нужно «заламывать руки» и вводить драконовские штрафы за невыполнение биржевого норматива. Производители угля и без того столкнулись с обострением конкуренции за доступ к мощностям Восточного полигона, а в последние полгода – с падением цен, которое угрожает рентабельности экспорта в страны Азии через порты Северо-Запада России. Поэтому пока что достаточно в максимальной степени расширить число потребителей, для которых была бы доступна закупка угля на бирже.
Потенциально биржа может быть востребована в условиях «географической» фрагментации российского рынка. В структуре экспорта угля всё большую долю будут занимать компании, осуществляющую добычу коксующегося угля и имеющие сравнительно короткое плечо доставки на азиатский рынок (как в случае Эльгинского месторождения Якутии). В свою очередь, компании, работающие в Кузбассе и добывающие преимущественно энергетический уголь, будут вынуждены переориентироваться на внутренний рынок – как из-за дефицита транспортной инфраструктуры для экспорта на Восток, так и в силу риска дальнейшего падения цен, которое не позволит им компенсировать рост логистических издержек. Участие в биржевых торгах может помочь второй группе производителей расширить пул потенциальных клиентов.
(На днях комментировал эту тему для «Ведомостей»).
Запуск регулярных торгов углем, состоявшийся в минувшем феврале на Санкт-Петербургской товарно-сырьевой бирже (СПбМТСБ), фактически был призван простимулировать поставки угля на внутренний рынок, который в последние годы стал для российских производителей вторичным. Например, в 2022 г. на внутренний рынок было отгружено 181,6 млн т угля, тогда как на экспорт – 201,7 млн т (включая коксующийся уголь), согласно данным ЦДУ ТЭК. Это, в частности, касается и энергетического угля. Поставки энергетического угля на экспорт в 2022 г. достигли 169 млн т, тогда как поставки на российские электростанции – 87,6 млн т.
Более того, внутренний рынок энергетического угля постепенно сжимается: по данным Global Energy Monitor, в России в период с 2000 по 2022 гг. было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 8 ГВт. При этом в 2023-2028 гг. от сети должно быть отключено еще чуть менее 4 ГВт мощности угольных ТЭС. Поэтому производители угля в последние годы стремились максимизировать экспорт. Регуляторы попытались переломить эту тенденцию за счет биржевых торгов, однако, по всей видимости, риски недопоставок на биржу для угольщиков ниже, чем риск сокращения экспорта.
Впрочем, это не означает, что угольщикам нужно «заламывать руки» и вводить драконовские штрафы за невыполнение биржевого норматива. Производители угля и без того столкнулись с обострением конкуренции за доступ к мощностям Восточного полигона, а в последние полгода – с падением цен, которое угрожает рентабельности экспорта в страны Азии через порты Северо-Запада России. Поэтому пока что достаточно в максимальной степени расширить число потребителей, для которых была бы доступна закупка угля на бирже.
Потенциально биржа может быть востребована в условиях «географической» фрагментации российского рынка. В структуре экспорта угля всё большую долю будут занимать компании, осуществляющую добычу коксующегося угля и имеющие сравнительно короткое плечо доставки на азиатский рынок (как в случае Эльгинского месторождения Якутии). В свою очередь, компании, работающие в Кузбассе и добывающие преимущественно энергетический уголь, будут вынуждены переориентироваться на внутренний рынок – как из-за дефицита транспортной инфраструктуры для экспорта на Восток, так и в силу риска дальнейшего падения цен, которое не позволит им компенсировать рост логистических издержек. Участие в биржевых торгах может помочь второй группе производителей расширить пул потенциальных клиентов.
(На днях комментировал эту тему для «Ведомостей»).
Ведомости
За полгода торгов углем на бирже нормативы выполнил лишь один поставщик
Для активизации торгов к закупкам нужно допустить муниципальные котельные, говорят эксперты
Energy Institute привел завышенную оценку импорта газа в Европе
Традиционный годовой обзор мировой энергетики, который с нынешнего года вместо BP публикует Energy Institute, уже вызвал ряд нареканий на предмет достоверности данных. Одна из тому иллюстраций – данные по импорту трубопроводного газа в Европе в целом и ЕС в частности.
По данным Energy Institute, трубопроводный импорт газа в ЕС в 2022 г. достиг 298,6 млрд куб. м (включая торговлю газом внутри Евросоюза), из них 86,3 млрд куб. м приходились на Норвегию, 61,5 млрд куб. м – на Россию, 34 млрд куб. м – на страны Северной Африки, 11,5 млрд куб. м – на Азербайджан, 13,9 млрд куб. м – на Нидерланды, а 91,4 млрд куб. м – на поставки из прочих стран Европы. Для сравнения: согласно данным прошлогоднего обзора BP, трубопроводные поставки газа в ЕС из «прочих стран Европы» в 2021 г. достигли 11,2 млрд куб. м.
Если вынести за скобки Норвегию, крупнейшим поставщиком трубопроводного газа в ЕС является Великобритания, для которой ключевым каналом экспорта остается газопровод «Интерконнектор», пролегающий между газовым терминалом в Бэктоне и бельгийским Зебрюгге. По данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), импорт газа в ЕС из Великобритании в 2022 г. достиг 269 978 гигаватт-часов, или, 25,6 млрд куб. м (при конвертации в кубические метры с использованием коэффициента 10,55).
Цифра 91,4 млрд куб. м не соответствует и общей добыче газа в Дании, Германии, Италии, Польше и Румынии, достигшей 21,8 млрд куб. м в 2022 г. (против 21,7 млрд куб. м в 2021 г.). При этом даже если предположить, что речь идет о реэкспорте импортируемого из России газа, то объемы реэкспорта должны были сократиться вслед за сокращением поставок из РФ (до 61,5 млрд куб. м в 2022 г. против 132,3 млрд куб. м в 2021 г.).
В целом, было бы неплохо, если бы Energy Institute сопровождал «длинные ряды» данных детализированным указанием их источников, как это делает аналитический центр Ember, который приводит первоисточники для каждый из стран, представленных в Electricity Data Explorer.
Традиционный годовой обзор мировой энергетики, который с нынешнего года вместо BP публикует Energy Institute, уже вызвал ряд нареканий на предмет достоверности данных. Одна из тому иллюстраций – данные по импорту трубопроводного газа в Европе в целом и ЕС в частности.
По данным Energy Institute, трубопроводный импорт газа в ЕС в 2022 г. достиг 298,6 млрд куб. м (включая торговлю газом внутри Евросоюза), из них 86,3 млрд куб. м приходились на Норвегию, 61,5 млрд куб. м – на Россию, 34 млрд куб. м – на страны Северной Африки, 11,5 млрд куб. м – на Азербайджан, 13,9 млрд куб. м – на Нидерланды, а 91,4 млрд куб. м – на поставки из прочих стран Европы. Для сравнения: согласно данным прошлогоднего обзора BP, трубопроводные поставки газа в ЕС из «прочих стран Европы» в 2021 г. достигли 11,2 млрд куб. м.
Если вынести за скобки Норвегию, крупнейшим поставщиком трубопроводного газа в ЕС является Великобритания, для которой ключевым каналом экспорта остается газопровод «Интерконнектор», пролегающий между газовым терминалом в Бэктоне и бельгийским Зебрюгге. По данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), импорт газа в ЕС из Великобритании в 2022 г. достиг 269 978 гигаватт-часов, или, 25,6 млрд куб. м (при конвертации в кубические метры с использованием коэффициента 10,55).
Цифра 91,4 млрд куб. м не соответствует и общей добыче газа в Дании, Германии, Италии, Польше и Румынии, достигшей 21,8 млрд куб. м в 2022 г. (против 21,7 млрд куб. м в 2021 г.). При этом даже если предположить, что речь идет о реэкспорте импортируемого из России газа, то объемы реэкспорта должны были сократиться вслед за сокращением поставок из РФ (до 61,5 млрд куб. м в 2022 г. против 132,3 млрд куб. м в 2021 г.).
В целом, было бы неплохо, если бы Energy Institute сопровождал «длинные ряды» данных детализированным указанием их источников, как это делает аналитический центр Ember, который приводит первоисточники для каждый из стран, представленных в Electricity Data Explorer.
Statistical review of world energy
Home
The Energy Institute is, as of 2023, the home of the Statistical Review of World Energy, published previously for more than 70 years by bp. The Statistical Review analyses data on world energy markets from the prior year. It has been providing timely, comprehensive…
Рынок СПГ: двадцать лет упущенных возможностей
В Госдуму 12 июля 2023 г. были внесены поправки к закону «Об экспорта газа», которые разрешают экспорт сжиженного природного газа (СПГ) без привязки к конкретным месторождениям. Согласно действующей норме, экспортировать СПГ можно только с тех месторождений, в лицензиях на которые указано производство СПГ.
Переводя с бюрократического языка на русский это означает либерализацию экспорта СПГ, правом на который (без каких-либо дополнительных условий) ранее обладал только «Газпром». Во всех остальных случаях компаниям приходилось, в буквальном смысле, выбивать исключения: в этом преуспел «Новатэк», который реализовал проект «Ямал СПГ» на базе Южно-Тамбейского месторождения, которое было изолировано от Единой газотранспортной системы «Газпрома»; менее удачливой была группа «Аллтек», которая планировала реализовать проект «Печора СПГ» на базе Коровинского и Кумжинского месторождений Ненецкого АО, но так и не смогла получить разрешение на экспорт.
Монополия «Газпрома» на экспорт СПГ была установлена в 2006 г., с принятием закона «Об экспорте газа». Хотя еще в начале 2000-х нужно было делать ровно обратное: полностью дерегулировать экспорт и официально предоставить возможность экспортировать СПГ любым компаниям, которые возьмутся за строительство сжижающих мощностей. Единственным крупнотоннажным проектом, реализованным при участии «Газпрома», стал СПГ-завод «Сахалина-2», в состав акционеров которого «Газпром» вошел в конце 2006 г., когда строительство двух очередей завода подходило к концу, а планируемый к производству СПГ был полностью законтрактован. Все остальные проекты «Газпрома» так и остались ну бумаге, в том числе:
▪️Третья очередь проекта «Сахалин-2», которая должна была увеличить его проектную мощность с 9,6 млн т в год до 14,4 млн т в год. Сооружение третьей очереди обсуждалось еще в 2000-е гг., на этапе строительства первых двух очередей. Ресурсной базой третьей очереди должно было стать Южно-Киринское месторождение, для освоения которого требуются комплексы для подводной добычи. В августе 2015 г. это месторождение попало под санкции США.
▪️Проект «Штокмановский СПГ» мощностью 7,5 млн т в год, который «Газпром» планировал реализовать на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря совместно с французской Total (ныне – TotalEnergies) и норвежской StatoilHydro (ныне – Equinor). Проект был официально закрыт в 2013 г.
▪️Проект «Владивосток СПГ», который изначально предполагал строительство трех очередей общей мощностью 15 млн т в год. Впоследствии планируемая проектная мощность была снижена до 1,5 млн т в год. Однако и этот проект до сих пор не реализован.
В результате к сегодняшнему дню действуют лишь две крупнотоннажные площадки по производству СПГ: завод проекта «Сахалин-2» (9,6 млн т в год») и «Ямал СПГ» (17,5 млн т в год, включая четвертую очередь мощностью чуть менее 1 млн т). Экспорт также осуществляется со среднетоннажного завода «Криогаз-Высоцк» в Ленинградской области: «Новатэк» планирует увеличить его мощность с 660 тыс. т в год до 895 тыс. т в год.
Как итог, Россия занимает лишь четвертое место в списке крупнейших экспортеров СПГ. По данным Международной группы импортеров сжиженного природного газа (GIGNL), экспорт СПГ из России в 2022 г. составил 32,07 млн т, тогда как из Катара – 79,04 млн т, из Австралии – 78,50 млн т, а из США – 75,44 млн т.
В Госдуму 12 июля 2023 г. были внесены поправки к закону «Об экспорта газа», которые разрешают экспорт сжиженного природного газа (СПГ) без привязки к конкретным месторождениям. Согласно действующей норме, экспортировать СПГ можно только с тех месторождений, в лицензиях на которые указано производство СПГ.
Переводя с бюрократического языка на русский это означает либерализацию экспорта СПГ, правом на который (без каких-либо дополнительных условий) ранее обладал только «Газпром». Во всех остальных случаях компаниям приходилось, в буквальном смысле, выбивать исключения: в этом преуспел «Новатэк», который реализовал проект «Ямал СПГ» на базе Южно-Тамбейского месторождения, которое было изолировано от Единой газотранспортной системы «Газпрома»; менее удачливой была группа «Аллтек», которая планировала реализовать проект «Печора СПГ» на базе Коровинского и Кумжинского месторождений Ненецкого АО, но так и не смогла получить разрешение на экспорт.
Монополия «Газпрома» на экспорт СПГ была установлена в 2006 г., с принятием закона «Об экспорте газа». Хотя еще в начале 2000-х нужно было делать ровно обратное: полностью дерегулировать экспорт и официально предоставить возможность экспортировать СПГ любым компаниям, которые возьмутся за строительство сжижающих мощностей. Единственным крупнотоннажным проектом, реализованным при участии «Газпрома», стал СПГ-завод «Сахалина-2», в состав акционеров которого «Газпром» вошел в конце 2006 г., когда строительство двух очередей завода подходило к концу, а планируемый к производству СПГ был полностью законтрактован. Все остальные проекты «Газпрома» так и остались ну бумаге, в том числе:
▪️Третья очередь проекта «Сахалин-2», которая должна была увеличить его проектную мощность с 9,6 млн т в год до 14,4 млн т в год. Сооружение третьей очереди обсуждалось еще в 2000-е гг., на этапе строительства первых двух очередей. Ресурсной базой третьей очереди должно было стать Южно-Киринское месторождение, для освоения которого требуются комплексы для подводной добычи. В августе 2015 г. это месторождение попало под санкции США.
▪️Проект «Штокмановский СПГ» мощностью 7,5 млн т в год, который «Газпром» планировал реализовать на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря совместно с французской Total (ныне – TotalEnergies) и норвежской StatoilHydro (ныне – Equinor). Проект был официально закрыт в 2013 г.
▪️Проект «Владивосток СПГ», который изначально предполагал строительство трех очередей общей мощностью 15 млн т в год. Впоследствии планируемая проектная мощность была снижена до 1,5 млн т в год. Однако и этот проект до сих пор не реализован.
В результате к сегодняшнему дню действуют лишь две крупнотоннажные площадки по производству СПГ: завод проекта «Сахалин-2» (9,6 млн т в год») и «Ямал СПГ» (17,5 млн т в год, включая четвертую очередь мощностью чуть менее 1 млн т). Экспорт также осуществляется со среднетоннажного завода «Криогаз-Высоцк» в Ленинградской области: «Новатэк» планирует увеличить его мощность с 660 тыс. т в год до 895 тыс. т в год.
Как итог, Россия занимает лишь четвертое место в списке крупнейших экспортеров СПГ. По данным Международной группы импортеров сжиженного природного газа (GIGNL), экспорт СПГ из России в 2022 г. составил 32,07 млн т, тогда как из Катара – 79,04 млн т, из Австралии – 78,50 млн т, а из США – 75,44 млн т.
Экономия газа оборачивается потерями для европейской промышленности
Евростат зафиксировал сокращение промышленного производства в еврозоне в третий раз за последние шесть месяцев. В декабре 2022 г. промпроизводство в еврозоне сократилось на 2% (год к году), в марте 2023 г. – на 1,3%, а в мае – на 2,2% (данные по июню пока не доступны).
На торможение в промышленности указывает и индекс PMI Manufacturing, отражающий состояние обрабатывающих отраслей: по данным Коммерческого банка Гамбурга (HCOB), в июне 2023 г. индекс снизился до 43,4 пункта – нижней отметки с мая 2020 г., которая при этом существенно уступает порогу промышленной рецессии (50 пунктов).
Несмотря на коррекцию цен, котировки газа в Европе остаются выше, чем в ряде других регионов мира. Так, в июне 2023 г. средняя цена газа на Henry Hub в США составляла $78 за тыс. куб. м, тогда как на ведущем в Европе хабе TTF – $371 за тыс. куб. м. В результате издержки европейских промышленных производителей, использующих газ, остаются выше, чем у их зарубежных конкурентов, что приводит к сокращению загрузки мощностей.
Пример тому – производство аммиака, одного из наиболее распространенных видов минеральных удобрений. Так, у компании Yara, одного из крупнейших в мире производителя аммиака, к концу апреля 2023 г. простаивало 58% европейских мощностей. Тогда же Yara была вынуждена приостановить свое предприятие в городе Феррара (Италия), производство на котором было возобновлено тремя неделями ранее (после девятимесячного простоя).
Евростат зафиксировал сокращение промышленного производства в еврозоне в третий раз за последние шесть месяцев. В декабре 2022 г. промпроизводство в еврозоне сократилось на 2% (год к году), в марте 2023 г. – на 1,3%, а в мае – на 2,2% (данные по июню пока не доступны).
На торможение в промышленности указывает и индекс PMI Manufacturing, отражающий состояние обрабатывающих отраслей: по данным Коммерческого банка Гамбурга (HCOB), в июне 2023 г. индекс снизился до 43,4 пункта – нижней отметки с мая 2020 г., которая при этом существенно уступает порогу промышленной рецессии (50 пунктов).
Несмотря на коррекцию цен, котировки газа в Европе остаются выше, чем в ряде других регионов мира. Так, в июне 2023 г. средняя цена газа на Henry Hub в США составляла $78 за тыс. куб. м, тогда как на ведущем в Европе хабе TTF – $371 за тыс. куб. м. В результате издержки европейских промышленных производителей, использующих газ, остаются выше, чем у их зарубежных конкурентов, что приводит к сокращению загрузки мощностей.
Пример тому – производство аммиака, одного из наиболее распространенных видов минеральных удобрений. Так, у компании Yara, одного из крупнейших в мире производителя аммиака, к концу апреля 2023 г. простаивало 58% европейских мощностей. Тогда же Yara была вынуждена приостановить свое предприятие в городе Феррара (Италия), производство на котором было возобновлено тремя неделями ранее (после девятимесячного простоя).
Tradingeconomics
Euro Area Industrial Production
Industrial Production In the Euro Area decreased 2.20 percent in July of 2024 over the same month in the previous year. This page provides the latest reported value for - Euro Area Industrial Production - plus previous releases, historical high and low, short…
Аварии на «Северных потоках» обесценили инвестиции в развитие поводящей инфраструктуры более чем на 1,4 трлн руб.
Аварии на трех из четырех ниток «Северных потоков» обесценили не только инвестиции в строительство Nord Stream 1 и Nord Stream 2, которые составляли не менее чем 7,4 млрд евро и 9,5 млрд евро соответственно, но и в сооружение подводящих веток, предназначенных для транспортировки газа с Ямала:
▪️Две нитки газопровода «Бованенково – Ухта» (из Ямала в республику Коми), общая стоимость которых составляла 990 млрд руб. в ценах 2008 г.;
▪️Две нитки газопровода «Ухта – Грязовец» (из республики Коми в Вологодскую область), общая стоимость которых составляла 449 млрд руб. в ценах 2010-2011 гг.;
▪️Газопровод из Грязовца к компрессорной станции (КС) Славянская в Ленинградской области;
▪️ 4 нитки газопровода от КС Славянская до береговой линии Балтийского моря;
▪️Непосредственно сама КС Славянская той же мощностью, что и все 4 нитки «Северного потока-1» и «Северного потока-2» (55 млрд куб. м в год).
Как видно, строительство газопровода «Бованенково – Ухта» и «Ухта – Грязовец» обошлось почти в 1,45 трлн руб., превысив стоимость «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ поставляется в Китай. Если «Северные потоки» не будут восстановлены и не будут выведены из-под санкций, эти инвестиции будут закопаны в землю.
Аварии на трех из четырех ниток «Северных потоков» обесценили не только инвестиции в строительство Nord Stream 1 и Nord Stream 2, которые составляли не менее чем 7,4 млрд евро и 9,5 млрд евро соответственно, но и в сооружение подводящих веток, предназначенных для транспортировки газа с Ямала:
▪️Две нитки газопровода «Бованенково – Ухта» (из Ямала в республику Коми), общая стоимость которых составляла 990 млрд руб. в ценах 2008 г.;
▪️Две нитки газопровода «Ухта – Грязовец» (из республики Коми в Вологодскую область), общая стоимость которых составляла 449 млрд руб. в ценах 2010-2011 гг.;
▪️Газопровод из Грязовца к компрессорной станции (КС) Славянская в Ленинградской области;
▪️ 4 нитки газопровода от КС Славянская до береговой линии Балтийского моря;
▪️Непосредственно сама КС Славянская той же мощностью, что и все 4 нитки «Северного потока-1» и «Северного потока-2» (55 млрд куб. м в год).
Как видно, строительство газопровода «Бованенково – Ухта» и «Ухта – Грязовец» обошлось почти в 1,45 трлн руб., превысив стоимость «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ поставляется в Китай. Если «Северные потоки» не будут восстановлены и не будут выведены из-под санкций, эти инвестиции будут закопаны в землю.
Повторная легализация частных лесов сделает Россию крупным экспортером углеродных квот
В прошлом году были внесены поправки в постановление Правительства №1509 от 21 сентября 2020 г., которое ранее легализовало выращивание частных лесов на заброшенных сельхозземлях. Поправки внесли ряд ограничений для фермеров, которые бы хотели заниматься этим бизнесом:
▪️Если раньше для выращивания леса владельцу заброшенной сельхозземли было достаточно подать соответствующее уведомление, то теперь ему необходимо получить разрешение от Россельхознадзора и при этом соблюсти 3 критерия: площадь леса должна быть больше половины гектара; высота деревьев должна превышать пять метров; земельный участок должен быть более чем на 75% покрыт лесным растительным покровом с сомкнутостью крон от 0,8 до 1 (этому критерию отвечают далеко не все взрослые леса).
▪️Даже получив разрешение от Россельхознадзора, собственник участка должен составить проект освоения лесов, который должен будет пройти государственную или муниципальную экспертизу, а затем – ежегодно подавать лесную декларацию, в которой необходимо будет указывать объемы планируемых работ на ближайший год. Плюс к этому, по итогам года нужно будет сдавать отчеты в регулирующие организации.
Поправки фактически поставили крест на создании рынка частных лесных плантаций, где бизнес мог бы заработать за счет трех основных способов:
▫️Выращивание плантаций, поглощающих CO2, их международная сертификация (по такими стандартам как Verified Carbon Standard и Climate, Community and Biodiversity) и последующая продажа компаниям-эмитентам углекислого газа;
▫️Скупка плантаций, уже произрастающих на заброшенных сельхозземлях, либо выращивание плантаций с нуля, с последующей продажей древесины компаниям-деревообработчикам;
▫️Высадка леса и его продажа до первой рубки, с учетом того, что стоимость участка растет каждый год, по мере увеличения объема древесины на корню.
Теперь этот вид бизнеса оказался под запретом, хотя выращивание частных лесов могло бы резко увеличить объем лесозаготовок и при этом сделать Россию крупным игроком на рынке «зеленых» сертификатов, за счет которых сырьевые компании стремятся снизить углеродный след.
В прошлом году были внесены поправки в постановление Правительства №1509 от 21 сентября 2020 г., которое ранее легализовало выращивание частных лесов на заброшенных сельхозземлях. Поправки внесли ряд ограничений для фермеров, которые бы хотели заниматься этим бизнесом:
▪️Если раньше для выращивания леса владельцу заброшенной сельхозземли было достаточно подать соответствующее уведомление, то теперь ему необходимо получить разрешение от Россельхознадзора и при этом соблюсти 3 критерия: площадь леса должна быть больше половины гектара; высота деревьев должна превышать пять метров; земельный участок должен быть более чем на 75% покрыт лесным растительным покровом с сомкнутостью крон от 0,8 до 1 (этому критерию отвечают далеко не все взрослые леса).
▪️Даже получив разрешение от Россельхознадзора, собственник участка должен составить проект освоения лесов, который должен будет пройти государственную или муниципальную экспертизу, а затем – ежегодно подавать лесную декларацию, в которой необходимо будет указывать объемы планируемых работ на ближайший год. Плюс к этому, по итогам года нужно будет сдавать отчеты в регулирующие организации.
Поправки фактически поставили крест на создании рынка частных лесных плантаций, где бизнес мог бы заработать за счет трех основных способов:
▫️Выращивание плантаций, поглощающих CO2, их международная сертификация (по такими стандартам как Verified Carbon Standard и Climate, Community and Biodiversity) и последующая продажа компаниям-эмитентам углекислого газа;
▫️Скупка плантаций, уже произрастающих на заброшенных сельхозземлях, либо выращивание плантаций с нуля, с последующей продажей древесины компаниям-деревообработчикам;
▫️Высадка леса и его продажа до первой рубки, с учетом того, что стоимость участка растет каждый год, по мере увеличения объема древесины на корню.
Теперь этот вид бизнеса оказался под запретом, хотя выращивание частных лесов могло бы резко увеличить объем лесозаготовок и при этом сделать Россию крупным игроком на рынке «зеленых» сертификатов, за счет которых сырьевые компании стремятся снизить углеродный след.
www.consultant.ru
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 21 сентября 2020 г. N 1509 ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ, ОХРАНЫ, ЗАЩИТЫ, ВОСПРОИЗВОДСТВА…
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 21 сентября 2020 г. N 1509 ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ, ОХРАНЫ, ЗАЩИТЫ, ВОСПРОИЗВОДСТВА ЛЕСОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ЗЕМЛЯХ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ Список изменяющих документов (в ред....
По букве ОПЕК+: что происходит с добычей нефти в России
«Согласно данным агентств, которые публикуют данные наиболее оперативно, сокращение добычи нефти в РФ в период с февраля по июнь 2023 года могло составить от 420 тыс. б/с (оценка МЭА, включающая только нефть) до 600 тыс. б/с (оценка EIA, учитывающая также газовый конденсат)».
Более подробно пишу об этом в своей новой колонке на отраслевом портале «ИнфоТЭК».
«Согласно данным агентств, которые публикуют данные наиболее оперативно, сокращение добычи нефти в РФ в период с февраля по июнь 2023 года могло составить от 420 тыс. б/с (оценка МЭА, включающая только нефть) до 600 тыс. б/с (оценка EIA, учитывающая также газовый конденсат)».
Более подробно пишу об этом в своей новой колонке на отраслевом портале «ИнфоТЭК».
ИнфоТЭК
По букве ОПЕК+
Вице-премьер Александр Новак в минувшем феврале заявил о том, что Россия в марте сократит добычу нефти на 500 тыс. баррелей в сутки (б/с). Месяц спустя это решение было продлено до июня 2023 года, ...
Глобальная динамика угольной генерации возвращается к докризисной норме
Рынки в нынешнем году возвращаются к многолетней норме, при которой в развитых странах угольная генерация сокращается, а в развивающихся – возрастает. По данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% в годовом выражении, а доля угольных ТЭС в общей структуре электрогенерации сократилась с 16% до 13%. В Китае объем электрогенерации на угольных ТЭС за тот же период увеличился на 6%, а доля угля достигла 62%.
По данным Global Energy Monitor, на долю Китая к началу 2023 г. приходилось 52% глобальной мощности угольных ТЭС. В этой связи прирост в Китае может компенсировать сокращение выработки в ЕС и ряде других стран ОЭСР, но общемировой прирост выработки из угля в нынешнем году не превысит 1%. Что касается среднесрочной перспективы, то важно учитывать, что темпы развития инфраструктуры угольных ТЭС в Китае замедляются: если в 2015 г. в стране было введено в эксплуатацию 66 гигаватт (ГВт) мощности угольных ТЭС, то в 2019 г. – 48,9 ГВт, а в 2022 г. – 26,8 ГВт. Поэтому после окончательно преодоления последствий пандемии COVID-19 темпы прироста генерации на угольных ТЭС в КНР не будут превышать 5% в год.
Торможение в последние годы было характерно и для глобальных темпов развития инфраструктуры газовых ТЭС. В 2022 г. по всему миру было введено в эксплуатацию 30,6 ГВт газовых ТЭС – это минимальный показатель, как минимум с 2000 г. Наряду с бумом ВИЭ и ренессансом «атома», под влиянием которого глобальные инвестиции в строительство новых АЭС в 2022 г. почти вдвое превысили уровень 2015 г. ($53 млрд против $29 млрд), это будет сдерживать рост использования газа в электроэнергетике.
Вчера прокомментировал эту тему для «Ведомостей».
Рынки в нынешнем году возвращаются к многолетней норме, при которой в развитых странах угольная генерация сокращается, а в развивающихся – возрастает. По данным аналитического центра Ember, выработка электроэнергии из угля в ЕС по итогам первых пяти месяцев 2023 г. снизилась на 20% в годовом выражении, а доля угольных ТЭС в общей структуре электрогенерации сократилась с 16% до 13%. В Китае объем электрогенерации на угольных ТЭС за тот же период увеличился на 6%, а доля угля достигла 62%.
По данным Global Energy Monitor, на долю Китая к началу 2023 г. приходилось 52% глобальной мощности угольных ТЭС. В этой связи прирост в Китае может компенсировать сокращение выработки в ЕС и ряде других стран ОЭСР, но общемировой прирост выработки из угля в нынешнем году не превысит 1%. Что касается среднесрочной перспективы, то важно учитывать, что темпы развития инфраструктуры угольных ТЭС в Китае замедляются: если в 2015 г. в стране было введено в эксплуатацию 66 гигаватт (ГВт) мощности угольных ТЭС, то в 2019 г. – 48,9 ГВт, а в 2022 г. – 26,8 ГВт. Поэтому после окончательно преодоления последствий пандемии COVID-19 темпы прироста генерации на угольных ТЭС в КНР не будут превышать 5% в год.
Торможение в последние годы было характерно и для глобальных темпов развития инфраструктуры газовых ТЭС. В 2022 г. по всему миру было введено в эксплуатацию 30,6 ГВт газовых ТЭС – это минимальный показатель, как минимум с 2000 г. Наряду с бумом ВИЭ и ренессансом «атома», под влиянием которого глобальные инвестиции в строительство новых АЭС в 2022 г. почти вдвое превысили уровень 2015 г. ($53 млрд против $29 млрд), это будет сдерживать рост использования газа в электроэнергетике.
Вчера прокомментировал эту тему для «Ведомостей».
Ведомости
Эксперты ожидают некоторое снижение выработки угольных ТЭС в 2023-2024 годах
Два года она росла из-за высоких цен на газ
Что из себя представляет новая формула демпфера?
Госдума 21 июля 2023 г. приняла пакет поправок в Налоговый кодекс, которые предусматривают, в том числе, изменение формулы демпфера. Разница между фактической экспортной и условной внутренней ценой, использующаяся при расчете выплат по демпферу, будет умножаться на коэффициент 0,5 в период с 1 сентября 2023 г. по 31 декабря 2026 г.
Формула демпфера закреплена в статье 200 Налогового кодекса (НК РФ), вот как она выглядит:
КДЕМП = ДАБ x VАБ x КАБ_КОМП + ДДТ x VДТ x КДТ_КОМП
Значения ДАБ и ДДТ – это и есть упомянутая разница между фактической экспортной и условной внутренней ценой. Несколько упрощая, экспортной является цена бензина и дизеля на хабе в Роттердаме, а условной внутренней – цена, зафиксированная в налоговом кодексе: для бензина АИ-92 в 2023 г. она составляет 56 900 руб. за тонну, для дизеля – 53 850 руб. за тонну.
VАБ и VДТ – это объем производства автомобильного бензина (с октановым числом 92 и более) и дизельного топлива;
КАБ_КОМП – коэффициент, на который умножается объем произведенного бензина и который составляет 0,68.
КДТ_КОМП – аналогичный коэффициент для дизельного топлива, который составляет 0,65.
Разницу между старыми и новыми правилами подсчета демпфера можно проиллюстрировать на примере гипотетического НПЗ, который ежемесячно выпускает в месяц 300 тыс. т бензина и 600 тыс. дизельного топлива. Предположим, что разница между экспортной и условной внутренней ценой на бензин составляет 5000 руб. за тонну, а на дизельное топливо – 2000 руб. за тонну.
Согласно старым правилам, этот НПЗ получил бы 1,02 млрд руб. в качестве «бензинового» демпфера и 780 млн руб. в качестве «дизельного» демпфера. Итого – 1,8 млрд руб.
Согласно новым правилам, этот НПЗ получит 510 млн руб. в качестве «бензинового» демпфера и 390 млн руб. в качестве «дизельного» демпфера. Итого – 900 млн руб.
Тем самым выплаты по демпферу с изменением законодательства сокращаются ровно вдвое.
Госдума 21 июля 2023 г. приняла пакет поправок в Налоговый кодекс, которые предусматривают, в том числе, изменение формулы демпфера. Разница между фактической экспортной и условной внутренней ценой, использующаяся при расчете выплат по демпферу, будет умножаться на коэффициент 0,5 в период с 1 сентября 2023 г. по 31 декабря 2026 г.
Формула демпфера закреплена в статье 200 Налогового кодекса (НК РФ), вот как она выглядит:
КДЕМП = ДАБ x VАБ x КАБ_КОМП + ДДТ x VДТ x КДТ_КОМП
Значения ДАБ и ДДТ – это и есть упомянутая разница между фактической экспортной и условной внутренней ценой. Несколько упрощая, экспортной является цена бензина и дизеля на хабе в Роттердаме, а условной внутренней – цена, зафиксированная в налоговом кодексе: для бензина АИ-92 в 2023 г. она составляет 56 900 руб. за тонну, для дизеля – 53 850 руб. за тонну.
VАБ и VДТ – это объем производства автомобильного бензина (с октановым числом 92 и более) и дизельного топлива;
КАБ_КОМП – коэффициент, на который умножается объем произведенного бензина и который составляет 0,68.
КДТ_КОМП – аналогичный коэффициент для дизельного топлива, который составляет 0,65.
Разницу между старыми и новыми правилами подсчета демпфера можно проиллюстрировать на примере гипотетического НПЗ, который ежемесячно выпускает в месяц 300 тыс. т бензина и 600 тыс. дизельного топлива. Предположим, что разница между экспортной и условной внутренней ценой на бензин составляет 5000 руб. за тонну, а на дизельное топливо – 2000 руб. за тонну.
Согласно старым правилам, этот НПЗ получил бы 1,02 млрд руб. в качестве «бензинового» демпфера и 780 млн руб. в качестве «дизельного» демпфера. Итого – 1,8 млрд руб.
Согласно новым правилам, этот НПЗ получит 510 млн руб. в качестве «бензинового» демпфера и 390 млн руб. в качестве «дизельного» демпфера. Итого – 900 млн руб.
Тем самым выплаты по демпферу с изменением законодательства сокращаются ровно вдвое.
sozd.duma.gov.ru
№369931-8 Законопроект :: Система обеспечения законодательной деятельности
Информационный ресурс Государственной Думы. Здесь собрана информация о рассмотрении законопроектов и проектов постановлений Государственной Думы
Азбука энергоперехода: три категории выбросов
Разницу в категориях парниковых выбросов, фигурирующих в официальных документах ЕС (Scope 1, Scope 2 и Scope 3), можно проиллюстрировать на примере нефтеперерабатывающего завода (НПЗ):
▪️К первой категории (Scope 1 emissions) относятся выбросы от производственной деятельности: в случае НПЗ – это выбросы, образующиеся при производстве нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, авиакеросина и пр.);
▪️Ко второй категории (Scope 2 emissions) относятся выбросы при производстве электроэнергии из ископаемых источников: если нефтеперерабатывающий завод закупает электроэнергию у газовой или угольной электростанции, то этот НПЗ является вторичным эмитентом углекислого газа;
▪️Третью группу (Scope 3 emissions) образуют выбросы поставщиков сырья (Upstream) и потребителей конечной продукции (Downstream): в случае НПЗ к числу первых относятся выбросы, образующиеся при добыче нефти, из которой производятся нефтепродукты, а к числу вторых – выбросы при сжигании бензина, дизеля, авиакеросина и других продуктов переработки нефти.
Наиболее простому «купированию» поддаются выбросы второй категории: для этого достаточно обеспечить переход с ископаемых на возобновляемые источники энергии, доля которых в структуре генерации в ЕС в 2021 г. достигла 25% (без учета ГЭС). Добиться сокращения выбросов первой категории можно за счет использования систем улавливания и хранения CO2 (CCUS), которые уже находят применение среди крупнейших производителей цемента (таких как HeidelbergCement или Cemex).
Выбросы же третьей категории контролировать сложнее всего: в случае НПЗ для этого необходим либо дорогостоящий переход на биотопливо, либо полный отказ от использования нефтепродуктов на транспорте. Однако при этом электромобили все равно зачастую "питаются" от электроэнергии, которая была выработана на угольных или газовых ТЭС.
Разницу в категориях парниковых выбросов, фигурирующих в официальных документах ЕС (Scope 1, Scope 2 и Scope 3), можно проиллюстрировать на примере нефтеперерабатывающего завода (НПЗ):
▪️К первой категории (Scope 1 emissions) относятся выбросы от производственной деятельности: в случае НПЗ – это выбросы, образующиеся при производстве нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, авиакеросина и пр.);
▪️Ко второй категории (Scope 2 emissions) относятся выбросы при производстве электроэнергии из ископаемых источников: если нефтеперерабатывающий завод закупает электроэнергию у газовой или угольной электростанции, то этот НПЗ является вторичным эмитентом углекислого газа;
▪️Третью группу (Scope 3 emissions) образуют выбросы поставщиков сырья (Upstream) и потребителей конечной продукции (Downstream): в случае НПЗ к числу первых относятся выбросы, образующиеся при добыче нефти, из которой производятся нефтепродукты, а к числу вторых – выбросы при сжигании бензина, дизеля, авиакеросина и других продуктов переработки нефти.
Наиболее простому «купированию» поддаются выбросы второй категории: для этого достаточно обеспечить переход с ископаемых на возобновляемые источники энергии, доля которых в структуре генерации в ЕС в 2021 г. достигла 25% (без учета ГЭС). Добиться сокращения выбросов первой категории можно за счет использования систем улавливания и хранения CO2 (CCUS), которые уже находят применение среди крупнейших производителей цемента (таких как HeidelbergCement или Cemex).
Выбросы же третьей категории контролировать сложнее всего: в случае НПЗ для этого необходим либо дорогостоящий переход на биотопливо, либо полный отказ от использования нефтепродуктов на транспорте. Однако при этом электромобили все равно зачастую "питаются" от электроэнергии, которая была выработана на угольных или газовых ТЭС.
Региональные конфликты остаются риском для нефтяных цен
Несмотря на стабилизацию котировок Brent, на рынке сохраняются риски кратковременных, но значимых ценовых всплесков, в том числе из-за эскалации региональных конфликтов, география которых становится все более широкой.
▪️Эскалация связана с десятилетним торможением мировой экономики, которое обернулось временным ослаблением развитых стран, а также деградацией послевоенных институтов международных отношений, которые более неспособны купировать региональные конфликты.
▪️Примерно такой же набор факторов в конце 1930-х гг. привел ко Второй мировой войне. Великая депрессия обернулась временным ослаблением Великобритании (старого мирового лидера, который во все меньшей степени был способен купировать конфликты в Европе) и Соединенных Штатов, которые после Первой мировой войны стали претендовать на мировое лидерство, но при этом 1920-е гг. самоустранились от участия в международных делах, отказавшись от вступления в Лигу наций. Кризис конца 1920-х – начала 1930-х усилил изоляционизм во внешней политике США, что во многом «развязало» руки Германии, которая считала несправедливой версальско-вашингтонскую систему и которая в итоге начала Вторую мировую войну.
▪️Глобальный финансовый кризис 2008-2009 гг. содействовал усилению изоляционизма в американской внешней политике, который был неизбежен после неудач в Ираке и которому, при всех идеологических различиях, придерживались президенты Обама, Трамп и Байден. При этом в 2010-е гг. стало все более очевидным противоречие между каркасом международных институтов, сформированных в 1940-е гг., и реальным балансом сил, с учетом подъема Китая, интеграции бывшего соцлагеря в мировую экономику и превращения Германии и Японии в число важнейших стран развитого мира.
▪️Как и в конце 1930-х и начале 1940-х, текущая дестабилизация должна будет проложить дорогу к формированию нового мирового порядка: по всей видимости, в его центре окажется противостояние «Большой двойки» – США и Китая, которые будут прямо либо косвенно участвовать в новых международных и региональных союзах, что не только обозначит разделение сфер влияния, но и будет цементировать новый миропорядок. Однако это – перспектива второй половины 2020-х, в то время как в ближайшие год-два миру будет сложно избежать новых региональных конфликтов, содействующих скачкам нефтяных цен.
Несмотря на стабилизацию котировок Brent, на рынке сохраняются риски кратковременных, но значимых ценовых всплесков, в том числе из-за эскалации региональных конфликтов, география которых становится все более широкой.
▪️Эскалация связана с десятилетним торможением мировой экономики, которое обернулось временным ослаблением развитых стран, а также деградацией послевоенных институтов международных отношений, которые более неспособны купировать региональные конфликты.
▪️Примерно такой же набор факторов в конце 1930-х гг. привел ко Второй мировой войне. Великая депрессия обернулась временным ослаблением Великобритании (старого мирового лидера, который во все меньшей степени был способен купировать конфликты в Европе) и Соединенных Штатов, которые после Первой мировой войны стали претендовать на мировое лидерство, но при этом 1920-е гг. самоустранились от участия в международных делах, отказавшись от вступления в Лигу наций. Кризис конца 1920-х – начала 1930-х усилил изоляционизм во внешней политике США, что во многом «развязало» руки Германии, которая считала несправедливой версальско-вашингтонскую систему и которая в итоге начала Вторую мировую войну.
▪️Глобальный финансовый кризис 2008-2009 гг. содействовал усилению изоляционизма в американской внешней политике, который был неизбежен после неудач в Ираке и которому, при всех идеологических различиях, придерживались президенты Обама, Трамп и Байден. При этом в 2010-е гг. стало все более очевидным противоречие между каркасом международных институтов, сформированных в 1940-е гг., и реальным балансом сил, с учетом подъема Китая, интеграции бывшего соцлагеря в мировую экономику и превращения Германии и Японии в число важнейших стран развитого мира.
▪️Как и в конце 1930-х и начале 1940-х, текущая дестабилизация должна будет проложить дорогу к формированию нового мирового порядка: по всей видимости, в его центре окажется противостояние «Большой двойки» – США и Китая, которые будут прямо либо косвенно участвовать в новых международных и региональных союзах, что не только обозначит разделение сфер влияния, но и будет цементировать новый миропорядок. Однако это – перспектива второй половины 2020-х, в то время как в ближайшие год-два миру будет сложно избежать новых региональных конфликтов, содействующих скачкам нефтяных цен.
Запреты на экспорт не приведут к снижению топливных цен
Не успела Дума внести изменения в формулу демпфера, как в Правительстве начали обсуждать возможность ограничения экспорта бензина. Как сообщает «Коммерсант», регуляторы могут лишить мини-НПЗ права на экспорт.
Роль мини-НПЗ в производстве и экспорте бензина и дизельного топлива (ДТ) в России остается маргинальной. По данным ЦДУ ТЭК, в 2021 г. на долю мини-НПЗ приходилось 0,6% производства автомобильного бензина (232 тыс. т из 40,8 млн т) и 1,2% ДТ (996 тыс. т из 80,3 млн т). В свою очередь, в структуре экспорта ДТ доля мини-НПЗ составила 1,4% (576 тыс. т из 40,3 млн т), а в экспорте бензина – и вовсе была равна нулю: если крупные НПЗ в 2021 г. отправили на экспорт 4 млн т бензина, то мини-НПЗ – ни одной тонны, согласно данным ЦДУ ТЭК.
Даже если предположить, что мини-НПЗ экспортируют топливо сторонних производителей, то ограничения на экспорт все равно не приведут к стабилизации цен. Доля экспорта в структуре производства бензина (включая крупные НПЗ) в период с 2016 по 2021 гг. колебалась в диапазоне 10%-14%. Всерьез увеличить долю экспорта не позволяла низкая конкурентоспособность российского топлива. Например, калужский завод Volkswagen был вынужден в течение десяти лет импортировать бензин для первой заливки – об этом на конференции «Автоэволюция-2017» рассказывал тогдашний технический директор «Фольксваген Груп Рус» Оливер Грюнберг.
Доля экспорта в структуре производства ДТ в период с 2016 по 2021 гг. снизилась с 57% до 50%. При этом доля ЕС в структуре экспорта летнего ДТ в 2021 г. составила 75%, а доля в экспорте зимнего ДТ – 28%, согласно данным Федеральной таможенной службы (ФТС). В этой связи эмбарго ЕС на импорт нефтепродуктов из России, которое действует с февраля 2023 г., должно было привести к увеличению профицита на внутреннем рынке и, как следствие, снижению цен.
Так или иначе, но для производителей бензина экспорт играет незначительную роль из-за проблем с качеством топлива и исторической ориентации НПЗ на выпуск дизеля для военной и грузовой техники. В свою очередь, для производителей ДТ экспорт является инструментом снижения профицита, который был значительным еще до эмбарго ЕС. Поэтому ограничения на экспорт не приведут к долговременному росту предложения на внутреннем рынке.
Что самое главное, ограничения на экспорт не повлияют на конкуренцию в сбыте нефтепродуктов, от уровня которой зависят цены. Реальный эффект может оказать только повышение нормативов биржевых продаж – с 12% до 50% для бензина и с 8,5% до 33% для ДТ (от месячного объема производства). Это сделает топливо более доступным для независимых АЗС, из-за чего у крупных сетей будет меньше возможностей для повышения цен без угрозы потери рынка.
Разница в уровне нормативов обусловлена тем, что внутренний рынок играет различную роль для производителей бензина и ДТ. Около половины производимого в России ДТ идет на экспорт, а вторая половина – на внутренний рынок. Поэтому было бы справедливо ограничить норматив для ДТ уровнем в 33%, чтобы дать компаниям возможность реализовывать часть выпускаемого ДТ через собственные сбытовые сети. Тогда как для производителей бензина эта дельта будет сохранятся даже в том случае, если биржевой норматив будет повышен до 50%.
Повышение нормативов должно быть сопряжено с более чем двукратным сокращением акцизов. Акциз на бензин 5 класса в России в период с 2015 по 2023 гг. увеличился с 5 530 руб. до 14 345 руб. за тонну, а акциз на ДТ 5 класса – с 3 450 руб. до 9 938 руб. за тонну. После резкого сокращения ставок стоит зафиксировать акцизы на длительный срок. Здесь можно вспомнить опыт 2005-2009 гг., когда акцизы на бензин и ДТ оставались на одном и том же уровне.
В целом, снижение акцизов в обмен на повышение биржевых нормативов – это разумный компромисс, который при этом будет реально воздействовать на топливные цены. На днях говорил об этом в комментарии для РИА «Новости».
Не успела Дума внести изменения в формулу демпфера, как в Правительстве начали обсуждать возможность ограничения экспорта бензина. Как сообщает «Коммерсант», регуляторы могут лишить мини-НПЗ права на экспорт.
Роль мини-НПЗ в производстве и экспорте бензина и дизельного топлива (ДТ) в России остается маргинальной. По данным ЦДУ ТЭК, в 2021 г. на долю мини-НПЗ приходилось 0,6% производства автомобильного бензина (232 тыс. т из 40,8 млн т) и 1,2% ДТ (996 тыс. т из 80,3 млн т). В свою очередь, в структуре экспорта ДТ доля мини-НПЗ составила 1,4% (576 тыс. т из 40,3 млн т), а в экспорте бензина – и вовсе была равна нулю: если крупные НПЗ в 2021 г. отправили на экспорт 4 млн т бензина, то мини-НПЗ – ни одной тонны, согласно данным ЦДУ ТЭК.
Даже если предположить, что мини-НПЗ экспортируют топливо сторонних производителей, то ограничения на экспорт все равно не приведут к стабилизации цен. Доля экспорта в структуре производства бензина (включая крупные НПЗ) в период с 2016 по 2021 гг. колебалась в диапазоне 10%-14%. Всерьез увеличить долю экспорта не позволяла низкая конкурентоспособность российского топлива. Например, калужский завод Volkswagen был вынужден в течение десяти лет импортировать бензин для первой заливки – об этом на конференции «Автоэволюция-2017» рассказывал тогдашний технический директор «Фольксваген Груп Рус» Оливер Грюнберг.
Доля экспорта в структуре производства ДТ в период с 2016 по 2021 гг. снизилась с 57% до 50%. При этом доля ЕС в структуре экспорта летнего ДТ в 2021 г. составила 75%, а доля в экспорте зимнего ДТ – 28%, согласно данным Федеральной таможенной службы (ФТС). В этой связи эмбарго ЕС на импорт нефтепродуктов из России, которое действует с февраля 2023 г., должно было привести к увеличению профицита на внутреннем рынке и, как следствие, снижению цен.
Так или иначе, но для производителей бензина экспорт играет незначительную роль из-за проблем с качеством топлива и исторической ориентации НПЗ на выпуск дизеля для военной и грузовой техники. В свою очередь, для производителей ДТ экспорт является инструментом снижения профицита, который был значительным еще до эмбарго ЕС. Поэтому ограничения на экспорт не приведут к долговременному росту предложения на внутреннем рынке.
Что самое главное, ограничения на экспорт не повлияют на конкуренцию в сбыте нефтепродуктов, от уровня которой зависят цены. Реальный эффект может оказать только повышение нормативов биржевых продаж – с 12% до 50% для бензина и с 8,5% до 33% для ДТ (от месячного объема производства). Это сделает топливо более доступным для независимых АЗС, из-за чего у крупных сетей будет меньше возможностей для повышения цен без угрозы потери рынка.
Разница в уровне нормативов обусловлена тем, что внутренний рынок играет различную роль для производителей бензина и ДТ. Около половины производимого в России ДТ идет на экспорт, а вторая половина – на внутренний рынок. Поэтому было бы справедливо ограничить норматив для ДТ уровнем в 33%, чтобы дать компаниям возможность реализовывать часть выпускаемого ДТ через собственные сбытовые сети. Тогда как для производителей бензина эта дельта будет сохранятся даже в том случае, если биржевой норматив будет повышен до 50%.
Повышение нормативов должно быть сопряжено с более чем двукратным сокращением акцизов. Акциз на бензин 5 класса в России в период с 2015 по 2023 гг. увеличился с 5 530 руб. до 14 345 руб. за тонну, а акциз на ДТ 5 класса – с 3 450 руб. до 9 938 руб. за тонну. После резкого сокращения ставок стоит зафиксировать акцизы на длительный срок. Здесь можно вспомнить опыт 2005-2009 гг., когда акцизы на бензин и ДТ оставались на одном и том же уровне.
В целом, снижение акцизов в обмен на повышение биржевых нормативов – это разумный компромисс, который при этом будет реально воздействовать на топливные цены. На днях говорил об этом в комментарии для РИА «Новости».
РИА Новости
Эксперт объяснил, как можно ограничить рост цен на бензин в России
Стабилизировать цены на оптовом топливном рынке в России можно за счет существенного роста нормативов биржевых продаж и снижения акцизов, прокомментировал РИА... РИА Новости, 24.07.2023