Ключевые события и тренды из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова

Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и извлекаемых с нефтью легких углеводородов (этана, пропана, бутана) – в сентябре 2024 г. снизилась на 40 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA). Это строго соответствует нынешним договоренностям ОПЕК+, согласно которым добыча нефти в РФ до ноября 2024 г. включительно не должна превышать отметку в 8,98 млн б/с. Более низкий уровень в последний раз был зафиксирован в мае-июле 2020 г., когда на фоне пандемии COVID-19 и экстремально жестких договоренностей ОПЕК+ добыча нефти в РФ сократилась до 8,6 млн б/с.

Как и неделей ранее, розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо в период с 8 по 14 октября 2024 г. выросли на 0,1%. При этом в случае дизеля семидненвый прирост розничных цен не превышает порог в 0,1% десятую неделю подряд. Нефтяникам нужно демонстрировать устойчивое замедление цен, чтобы добиться отмены запрета на экспорт автомобильного бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Однако в начале 2025 г. может произойти новый скачок топливных цен: вероятная отмена запрета на экспорт бензина произойдет одновременно с индексацией топливных акцизов: вместо привычной индексации на 4-5% акциз на бензин 5 класса в 2025 г. будет увеличен на 14% (с 15048 до 17088 руб. за тонну), а на дизельное топливо – на 16% (с 10425 тыс. до 12120 тыс. руб. за тонну), согласно поправкам в НК РФ, которые были внесены в Думу в конце сентября.

Цены на уголь возвращаются к многолетней норме. Средняя цена на энергетический уголь на условиях FOB Ньюкасл (Австралия) по итогам первых девяти месяцев 2024 г. снизилась на 27% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., до $135 за тонну. Пока что это выше средней цены в 2017-2021 гг. ($94 за тонну), однако цены будут корректироваться в ближайшие два года. На снижение цен будет играть весьма вероятное замедление импорта угля в КНР, которое будет связано с развитием собственной угледобычи и ужесточением межтопливной конкуренции на китайском рынке. Темпы фактического ввода угольных электростанций в КНР существенно замедлились, тогда как ветровых и солнечных генераторов, наоборот, ускорились. И это – плохая новость для российских экспортеров: те компании-производители энергетического угля, у которых активы удалены от морских экспортных портов, будут вынуждены сворачивать добычу.

Любые инициативы, повышающие прозрачность энергетической отрасли, работают на ее благо. И здесь, в прямом смысле слова, – непаханое поле. Российские аналитики не должны брать данные о потреблении электроэнергии у исследовательского центра Ember, а по добыче нефти – у Минэнерго США. Нужны российские источники, которые бы при этом были верифицируемы и общедоступны. Можно найти еще с десяток примеров, по которым нет официальных российских данных: детализация выработки электроэнергии на ТЭС по угольным, газовым и мазутным электростанциям; динамика ввода и вывода электростанций с разбивкой по регионам и источникам генерации; огромный массив данных ЦДУ ТЭК, который доступен только по платной подписке.

Саудовская Аравия – одна из немногих стран, где п̶е̶ч̶к̶у̶ т̶о̶п̶я̶т̶ а̶с̶с̶и̶г̶н̶а̶ц̶и̶я̶м̶и̶̷ для выработки электроэнергии используются не только нефтепродукты, но и непереработанная нефть. Потребление нефти и нефтепродуктов в электроэнергетике страны в 2023 г. достигло 1,1 млн баррелей в сутки (б/с), из них 470 тыс. б/с приходилось на нефть, а 630 тыс. б/с – на мазут, согласно данным JODI (Joint Organisations Data Initiative). Для сравнения: спрос на нефть в Казахстане в 2023 г. достиг 349 тыс. б/с, согласно данным Energy Institute.

Бонус-трек: Что не так с исследованием ТеДо о перспективах российского угольного экспорта? Ответ– в треде на EMCR (тред будет пополняться в ближайшие дни).

Выпуск от 19 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox

Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 3

Предсказуемость ж/д тарифов и отмена пошлин на импорт угля в КНР – далеко не единственные условия, необходимые для устойчивости российского угольного экспорта. Важную роль, по мнению аналитиков ТеДо, должна играть и стабильная налоговая нагрузка:

«Прозрачное и долгосрочно предсказуемое фискальное регулирование угольной отрасли, включая как механизмы взимания налогов и сборов, так и общий уровень фискальной нагрузки».

Речь идет о курсовых экспортных пошлинах на уголь (в размере от 4% до 7%), которые были установлены с октября 2023 г. и действовали до декабря 2023 г. включительно, когда Правительство приняло постановление об их отмене. С марта 2024 г. пошлины были восстановлены, однако уже с мая 2024 г. они вновь были отменены, за исключением коксующегося угля. При этом в Правительстве периодически обсуждается идея повышения НДПИ на уголь.

В повышении фискальной нагрузки на угольную отрасль нет серьезного фискального смысла. Например, в 2023 г. общие поступления по НДПИ составили 9881 млрд руб., из них лишь 69 млрд руб. (0,7%) приходилось на НДПИ на уголь. Для сравнения: поступления по НДПИ на нефть по итогам 2023 г. составили 7787 млрд руб., по НДПИ на газ – 1219 млрд руб., а по НДПИ на газовый конденсат – 459 млрд руб.

Не менее красноречивым сравнением является и заложенная в бюджет на 2025 г. отмена надбавки по НДПИ на газ величиной в 50 млрд руб. в месяц (600 млрд руб. в год), которая действовала для «Газпрома» с 2023 г.

Минфин идет на уступки «Газпрому», закончившему 2023 г. с убытками по МСФО, и не может отменить субсидии для НПЗ, объем которых в бюджете на 2025 г. превысит 4 трлн руб. Как следствие, Минфин пытается латать бюджетные дыры за счет увеличения нагрузки по другим видам налогов – налогу на прибыль, базовая ставка которого с 2025 г. будет увеличена с 20% до 25%; НДФЛ, предельная ставка которого с 2025 г. будет повышена до 22%; и утилизационному сбору, который с октября 2024 г. был проиндексирован на 70-85%.

Возвращение цен на уголь к многолетнему уровню диктует необходимость отмены курсовых экспортных пошлин, в том числе на коксующий уголь, поставщики которого несут дополнительные издержки из-за необходимости обогащения сырья перед отправкой на экспорт.

Однако из-за риска исчерпания ликвидной части ФНБ, а также дефицита федерального и региональных бюджетов (НДПИ на уголь – частично региональный налог) Минфин будет сохранять экспортные пошлины на коксующийся уголь и периодически возвращаться к идее повышения НДПИ.

Лента полна «тейков» о том, что комментаторы решения Нобелевского комитета толком не читали работ Аджемоглу, Робинсона и Джонсона. Однако с повсеместным «не читал, но знаю» я сам столкнулся минувшим летом, когда мы с соавтором опубликовали доклад «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года».

Большинство комментариев сводилось к тому, что кондратьевские циклы устарели и неприменимы к современной эпохе. Проблема в том, что этому посвящена самая первая глава текста, где мы подробно разбираем, почему классическая модель кондратьевских циклов не работает на протяжении последнего полувека.

И это был очень простой тест: я читал высокопарные высказывания и понимал, что их авторы тупо не потрудились прочесть даже самую первую главу. Потому что прочесть – сложнее, чем сделать хайп на том, чего ты не знаешь.

Полный текст доклада доступен по ссылке.

Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 4

В целом, исследование ТеДо представляет собой материал на стыке PR, GR и аналитики. Такой жанр, безусловно, имеет право на существование, однако его конечная цель – подсветить ту или иную проблему отрасли в выгодном для клиента свете, в том числе для формирования общественного мнения и «подачи сигнала» для регулятора.

Проблема в том, что нет более несвободных людей, чем консультанты. Консультанты не могут сказать в публичном поле то, что невыгодно клиенту. В частности, они не могут официально признать, что российская угольная отрасль находится на пороге самого тяжелого за 30 лет кризиса.

Возвращение цен на уголь к многолетней норме; масштабный ввод ВИЭ в странах Восточной и Южной Азии (в том числе в Китае и Индии); резкий рост инвестиций в угледобычу в КНР; распространение низкоуглеродных технологий в металлургии; стремление РЖД диверсифицировать грузопоток на Восточном полигоне – эти и другие факторы будут снижать рентабельность российского угольного экспорта.

Наибольший риск сокращения экспорта и добычи будет характерен для тех производителей энергетического угля, активы которых находятся вдали от экспортных морских портов; чуть лучше будут обстоять дела у производителей коксующегося угля, но и им придется забыть о прибылях 2021-2022 гг., когда мировые цены на коксующийся уголь достигли исторических максимумов.

Широко обсуждаемый разворот на Восток получит реальное воплощение, однако речь идет не только о географии экспорта, но, в первую очередь, о географии добычи: в угольной отрасли выживут те компании, активы которых находятся в сравнительной близости от морских портов Дальнего Востока. Всем остальным придется, рано или поздно, сворачивать добычу и сокращать персонал.

Поэтому лучшее, что можно сделать в этой ситуации, – продать активы, пока они еще стоят хоть каких-то денег. Потому что лучше продать в середине 2020-х за 3 рубля, чем в начале 2030-х – за 3 копейки. Чтобы признать это, нужен институт независимой экспертизы, которого в России сегодня нет. Есть консультанты, которые говорят то, что хотят слышать клиенты. Есть регуляторы, которые закладывают в проект Энергостратегии «хотелки» руководителей угледобывающих регионов. Но нет серьезной – на уровне институций – экспертизы, которая бы предупреждала отрасль об угрозах, которые нельзя перекрыть никакой господдержкой.

Глобальные тренды сильнее любого, даже самого сильного регулятора. Российским угольщикам в ближайшие годы предстоит прочувствовать это на себе.

Часть 1

Часть 2

Часть 3

📌Тред дня EMCR News: Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля

Кирилл Родионов @kirillrodionov разбирает исследование ТеДо, в котором перечислены условия, которые бы обеспечили устойчивость угольного экспорта. К числу таких условий исследователи относят отмену пошлин на российский уголь в КНР. Кирилл пишет, что у китайских регуляторов в ближайшие годы не будет стимулов для отмены пошлин, как из-за роста собственной угледобычи, так и из-за масштабного внедрения низкоуглеродных технологий в электроэнергетике и металлургии. Что не так с другими тезисами читайте в этом треде https://emcr.io/s/tedo-research-rodionov

📌Прогнозы на ставку в преддверии заседания ЦБР (включая западные банки) https://emcr.io/news/t/gg-rates-expectations

Держите ленту EMCR News всегда открытой на вашем десктопе и будьте в курсе всех финансовых новостей и трендов.

В первой половине 2024 г. в Европе – включая Великобританию и Турцию – было введено в строй 6,4 гигаватта (ГВт) ветроэлектростанций (ВЭС), из них четверть (1,7 ГВт) пришлась на Германию, согласно данным Wind Europe. В результате установленная мощность ВЭС в Германии достигла 70,9 ГВт, а в Европе в целом ВЭС в Европе – 278,2 ГВт.

Ввод новых ветроэнергетических мощностей оказывает косвенное влияние на потребление природного газа. Выработка электроэнергии на ветровых генераторах в Германии выросла на 160% в период с 2013 по 2023 гг., а в абсолютном выражении – на 84,6 тераватт-часов (ТВт*ч), достигнув 137,3 ТВт*ч. Выработка из газа за тот же период увеличилась лишь на 10,7 ТВт*ч (до 77,7 ТВт*ч), даже несмотря на сворачивание угольной генерации.

В период с 2013 по 2023 гг. в Германии было выведено из эксплуатации 23,7 ГВт угольных ТЭС, в результате объем угольной генерации сократился на 152,8 ТВт*ч (до 135,4 ТВт*ч), а ее доля – с 45,8% до 26,8% соответственно. Вдобавок, из-за поэтапного отказа от атомной генерации выработка на АЭС снизилась за тот же период на 88,5 ТВт*ч в 2013-2023 гг., а ее доля – с 15,7% до 1,7%.

Отказ от АЭС и сворачивание инфраструктуры угольной генерации создавали предпосылки для серьезного увеличения спроса на газ в немецкой электроэнергетике, однако из-за жесткой ценовой политики «Газпрома» в начале 2010-х, масштабного ввода ВИЭ и аварий на «Северных потоках» фактический прирост спроса оказался весьма и весьма скромным. В ближайшие годы еще одним важным фактором станет внедрение накопителей, позволяющих балансировать ВИЭ без использования АЭС.

Чем дольше экспорт «Газпрома» в Европу остается на многолетнем минимуме, тем ниже будет потенциал восстановления поставок в будущем.

Инфографика – Wind Europe

Об энергопереходе – в колонке для «Ведомостей»

Низкоуглеродные технологии стали задавать инвестиционные и технологические тренды в мировой энергетике и на транспорте, оказывая все более сильное влияние на энергоспрос.

Полный текст доступен по ссылке

Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 1

Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта.

Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%.

Инвестиционный бум в сфере возобновляемой энергетики напрямую связан с удешевлением технологий, облегчивших масштабное внедрение ВИЭ, которое, в свою очередь, привело к еще большему снижению удельных капзатрат. По данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA), удельные капзатраты на ввод солнечных панелей в мире в целом в период с 2015 по 2023 г. снизились на 64% в постоянных ценах с $2090 до $758 на 1 кВт мощности, а на ввод наземных ветрогенераторов – на 39% с $1911 до $1160 на 1 кВт. Не случайно глобальный ввод мощности солнечных панелей и наземных ветрогенераторов за тот же период увеличился в 4 раза – со 112 до 451 ГВт соответственно.

Коммерциализация новых технологий также обеспечила снижение операционных издержек. Средняя нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) при выработке на солнечных панелях в период с 2015 по 2023 г. снизилась втрое c $0,132 до $0,044 на 1 кВт ч, а на наземных ветроустановках – более чем вдвое c $0,074 до $0,033 на 1 кВт ч. Вместе с доступностью росла и эффективность: например, благодаря внедрению турбин высокой мощности, повышающих эффективность выработки электроэнергии в условиях маловетреной погоды, среднемировая загрузка наземных ветроустановок выросла с 29% в 2015 г. до 36% в 2023 г.

В ближайшие годы важным драйвером инноваций будет морская ветроэнергетика, где пока издержки на ввод новых мощностей существенно выше, чем в наземной ($2800 на 1 кВт в 2023 г.). Речь, в частности, идет о внедрении турбин пирамидального типа, оснащенных не одной, а четырьмя смыкающимися башнями, – такая конструкция обеспечивает устойчивость на большой глубине, где невозможно использовать стандартные «наземные» решения. Однако основным «полем» для технологических разработок станет сегмент хранения энергии, который переживает всплеск инвестиций в последние годы: по данным МЭА, глобальные капзатраты на строительство накопителей для электроэнергетики выросли с $6 млрд в 2020 г. $41 млрд в 2023 г.

Полный текст – на сайте «Ведомостей»

Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 2

Одним из триггеров роста инвестиций стал энергетический кризис начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с постковидным скачком энергетического спроса. Последствия этого кризиса можно сравнить с крахом доткомов в начале 2000-х, когда вера инвесторов в новые технологии оказалась сильнее реальной способности интернет-компаний устойчиво генерировать прибыль. Тогдашний крах NASDAQ стал одной из ярких страниц в истории финансовых рынков, однако в реальности за последующие два десятилетия интернет-технологии из модной инвестиционной «истории» превратились в неотъемлемую составляющую образа жизни.

Та же трансформация в ближайшие десятилетия произойдет и с ВИЭ, надежность использования которых будет расти вместе с внедрением инноваций в накоплении энергии. Уже сегодня на коммерческом уровне появляются альтернативы литий-ионным батареям, которые позволяют в том числе экономить использование дорогостоящих металлов и минералов. Сюда, в частности, относятся ванадиевые аккумуляторы, обеспечивающие возможность долговременного хранения энергии, и цинк-бромные накопители, которые не требуют технологий охлаждения.

«Рыночек порешает», какие из новых технологий найдут наибольшее применение. Важнее то, что бум накопителей со временем начнет сдерживать потребность в строительстве АЭС, которые являются единственным низкоуглеродным источником энергии, не зависящим от погодных условий. В атомной энергетике высокие капзатраты сочетаются с высокой продолжительностью инвестиционного цикла.

Один из примеров – третий и четвертый энергоблоки АЭС «Вогтль», введенные в эксплуатацию США в 2023–2024 гг.: их строительство обошлось более чем в $30 млрд и при этом заняло полтора десятилетия – непропорциональные издержки для всего лишь 2,2 ГВт общей «чистой» мощности. Для сравнения: по данным Управления энергетической информации США (EIA), только за первое полугодие 2024 г. в США было введено в строй 2,8 ГВт ветроустановок, 3,9 ГВт накопителей и 12 ГВт солнечных панелей (без учета жилищного сектора).

Полный текст – на сайте «Ведомостей»

Тренды важнее риторики: к чему ведет энергопереход? Часть 3

Ввод накопителей будет также снижать стимулы к использованию водорода в электроэнергетике. Первоначальный хайп здесь сменяется формированием рыночных ниш, где производство и потребление водорода имеет экономический смысл. В сегменте предложения это утилизация избыточных генерирующих мощностей ветрогенераторов, в том числе в регионе Северного моря, который в нынешнем десятилетии станет одним из крупнейших мировых кластеров по производству водорода. В свою очередь новыми нишами спроса на водород постепенно становятся автомобильные грузоперевозки, производство стали и частично морской транспорт.

Однако в транспортной отрасли ключевой историей будет оставаться распространение электромобилей. Здесь эффект удешевления заметен по экстренным решениям европейских и американских регуляторов о введении пошлин на импорт электромобилей из КНР. Вне зависимости от торговых ограничений электромобили будут оказывать все большее воздействие на нефтяной рынок. Если в 2015 г. глобальная экономия нефти от использования электрокаров и подключаемых гибридов, по данным МЭА, составляла менее 50 000 барр. в сутки, то в 2023 г. – 700 000 барр. в сутки. Согласно базовому сценарию МЭА (Stated Policies Scenario), исходящему из действующих трендов, к 2030 г. экономия нефти достигнет 4,2 млн барр. в сутки, что эквивалентно 4% ожидаемого спроса.

И в этом суть энергоперехода: удешевление и распространение новых технологий постепенно приводит к изменениям в структуре первичного и конечного потребления энергии. Сдвиги, которые на старте пандемии COVID-19 казались неочевидными, обретают все более явные очертания, причем вне зависимости от политической составляющей зеленой повестки.

Полный текст – на сайте «Ведомостей»

Какие реакторы будут использоваться на АЭС в Казахстане?

Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Последняя, в свою очередь, будет вынесена на общественные слушания, по завершении которых Правительство Казахстана опубликует официальный документ о начале строительства АЭС.

Еще в прошлом году Минэнерго Казахстана опубликовало шорт-лист поставщиков, в который вошли:

✔️Китайская CNNC с реактором HPR-1000, который, в частности, используется на третьем и четвертом энергоблоках АЭС «Фанчэнган» на побережье Южно-Китайского моря на юге КНР – энергоблоки были подключены к сети в 2023 и 2024 гг. соответственно;

✔️Французская EDF с реактором EPR-1200, являющийся уменьшенной вариацией реактора EPR, который был установлен на третьем энергоблоке финской АЭС «Олкилуото» (введен в промышленную эксплуатацию в 2023 г.);

✔️Южнокорейская KHNP c реактором APR-1400, который был установлен на всех четырех энергоблоках АЭС «Барака» – первой атомной электростанции ОАЭ, которая может обеспечивать до четверти потребностей страны в электроэнергии;

✔️«Росатом» с реакторами ВВЭР-1000 (используется на четырех из восьми реакторах Тяньваньской АЭС на берегу Желтого моря на востоке КНР) и ВВЭР-1200 (которым будут оснащены все четыре строящихся энергоблока АЭС «Аккую» в Турции).

Власти Казахстана заявляли о том, что атомную электростанцию должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект строительства АЭС во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Такое решение могло бы решить проблему утилизации ПНГ: в 2023 г. в объем сжигания ПНГ в Казахстане достиг 1 млрд куб. м.

В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов: оператором упомянутой Тяньваньской АЭС является Jiangsu Nuclear Power Corporation, в состав акционеров которой входит CNNC.

Итоги первого полугодия 2024 г. подтвердили тренд на сокращение российского экспорта энергетического угля: по данным ЦДУ ТЭК, за первую половину года объем поставок снизился на 12% (год к году) достигнув 76,5 млн т. Для сравнения: в первой половине 2020 г., ставшего одним из самых тяжелых для российской и мировой угольной отрасли, экспорт энергетического угля из РФ составил 80,5 млн т.

На фоне сокращения экспорта всё чаше можно услышать вопрос, может ли российская электроэнергетика компенсировать «проседание» внешнего спроса. И здесь показательным является тот факт, что внутренний спрос практически не изменился за более чем 10 лет.

По данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей энергетического угля на электростанции в РФ в первой половине 2024 г. достигли 49 млн т – это лишь немногим больше, чем в первой половине 2011 г. (47,1 млн т). Еще более красноречивым является сравнение с первой половиной 2000 г., когда объем поставок российских компаний на электростанции в РФ достиг 52,3 млн т.

Темпы закрытия угольных электростанций в последние десятилетия опережают темпы ввода новых мощностей. В период с 2000 г. по первую половину 2024 г. в России было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 10,0 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor. Это и объясняет стагнацию на внутреннем рынке, где единственной незанятой нишей является замещение поставок энергетического угля из Казахстана, объем которых составляет около 20 млн т в год.

Вдобавок, на российском рынке усиливается межтопливная конкуренция: «Газпрому» нужно будет компенсировать сокращение поставок на российский рынок, а у «Росатома» есть амбициозные планы по вводу новых АЭС за Уралом, где расположено большинство действующих угольных ТЭС. Как следствие, российская электроэнергетика не будет предъявлять на уголь дополнительный спрос.