3019
Энергетическая и отраслевая аналитика и комментарии Института энергетики и финансов. www.fief.ru Контакты: Тел.: +7 495 787 7451 e-mail: info@fief.ru
Еще раз к вопросу о стратегическом нефтяном резерве...
Как вы знаете, мы на нашем канале неоднократно поднимали тему создания стратегического нефтяного резерва на территории России для увеличения гибкости в управлении предложением российской нефти на мировом рынке. Тема его создания звучала и в 2020 году, когда мы были вынуждены сократить собственную добычу нефти на 50 млн т (!) из-за коллапса спроса на мировом рынке вследствие ковидных локдаунов. Актуальна она и сейчас, поскольку Россия с марта этого года вернулась к дополнительным добровольным ограничениям добычи нефти, но теперь уже с целью поддержать цены на нефть в условиях санкционных ограничений.
Однако суть дела от этого не меняется, мы снова регулируем наше предложение нефти через инструменты сокращения добычи, а могли бы через использование системы стратегического нефтяного резерва, т.е. без ограничения добычи и без сопутствующих негативных последствий для отрасли, как технологических (заводнение остановленных скважин), так и экономических (вынужденное снижение буровой активности).
Итак, в чем же суть идеи? Речь идет о создании подземных нефтехранилищ в отложениях каменной соли, что резко снижает себестоимость создания таких систем хранения, ввиду возможности создания больших объемов единичного резервуара при минимуме использования земельных участков, приближающейся к нулю металлоемкости, а также практической неуязвимости от вражеской деятельности (резервуары находятся на глубине около 1 000 м). Как правило, такие подземные резервуары в отложениях каменной соли создаются путем выщелачивания (размыва) соли пресной водой через одну (крайне редко две скважины). И такой опыт у России есть, поскольку именно таким способом уже созданы и успешно работают подземные хранилища газа в Волгоградской и Калининградской областях.
Наиболее перспективными для размещения подземных нефтехранилищ являются Прикаспийский, Волго-Уральский, Калининградский, Центральный и Северо-Кавказский соленосные бассейны. Через указанные территории проходят магистральные нефтепроводы и железнодорожные пути, а также, что немаловажно, они расположены вблизи больших источников пресной или слабоминерализованной воды и в некоторых случаях имеется возможность сброса рассола непосредственно в море, что критически важно для ускорения процесса размыва соляных каверн.
Теперь несколько слов об экономике проекта. Мы располагаем потенциалом по созданию таких нефтехранилищ в объеме от 30 млн м3 (190 млн барр., 5% годовой добычи нефти) до 120 млн м3 (756 млн барр., 20% годовой добычи нефти) при том, что объем СНР США составляет 716 млн барр. Необходимые капиталовложения: от $2 до 4 млрд в зависимости от требуемой емкости хранилищ. Сроки реализации: от 5 лет. Операционные затраты (по аналогии с затратами на обслуживание СНР в США, основной объем которых также расположен в соляных кавернах): от $60 до 240 млн/год.
При этом модель оценки выгод от создания подземных хранилищ нефти – это, по сути, страховая модель, где постоянные затраты на поддержку определенного уровня свободных мощностей для хранения нефти обеспечивают защиту от негативных, в т.ч. санкционных шоков нефтяного рынка (в части минимизации дополнительных затрат, связанных с остановкой добычи на действующем фонде добычных скважин).
Признаемся честно, мы уже сильно запоздали с созданием таких хранилищ, которые уже работают не только в странах-потребителях нефти (США, Япония, Южная Корея, Китай и пр.). но даже в таких странах-нефтеэкспортерах, как Саудовская Аравия и Канада. Но так казалось и в 2020 году... А между тем, востребованность стратегического нефтяного резерва, по-прежнему, актуальна, поскольку может обеспечить дополнительный уровень гибкости и адаптивности отрасли к любым шокам на нефтяном рынке. Кроме того, мы понимаем, что нефть еще долго будет играть важную роль в мировом топливно-энергетическом балансе. Так не пора ли все же действовать в этом направлении?
Многополярный Ближний Восток
В то время, как военный конфликт на Украине набирает все большие обороты, «пороховая бочка» мира – Ближний Восток – внезапно начал превращаться в образцовый регион стабильности. После «украинского кризиса» мир стал богат на геополитические изменения, но на Ближнем Востоке в настоящий момент происходит настоящая смена парадигмы. Действующие лица те же: Россия и Китай, Саудовская Аравия и Иран, Сирия и, конечно же, США.
Исторически на Ближнем Востоке доминировали США из-за стремления контролировать крупнейшего производителя нефти в мире – Саудовскую Аравию. «Партнерские» отношения между странами долгое время позволяли Вашингтону влиять на мировую экономику через регулирование добычи саудовской нефти. Но ближневосточное турне Байдена в июле 2022 г., целью которого было убедить КСА увеличить добычу нефти, обернулось провалом. Многие связывают ухудшение отношений между США и Саудовской Аравией с обвинениями в адрес наследного принца Мухаммеда бен Сальмана в убийстве журналиста Джамаля Хашокджи. В своей предвыборной кампании Д. Байден обещал сделать своего стратегического союзника (КСА) страной-изгоем, но после начала СВО, когда нефтяные цены превысили $100/барр., был вынужден смягчить позицию и просить помощи у саудовского кронпринца (безуспешно).
Что стало настоящей причиной отказа - личные обиды кронпринца, желание Saudi Aramco заработать на высоких ценах или политические амбиции КСА? Так или иначе, этой ситуацией умело воспользовался Китай, интегрировавшись в дипломатическую повестку Ближнего Востока. Стараниями КНР и лично Си Цзиньпина, Саудовская Аравия восстанавливает отношения с Ираном и Сирией, что, мягко говоря, всегда было задачей со звездочкой. Особенно, если вспомнить, что Россия все это время поддерживала Иран и Сирию, а США – Катар и Саудовскую Аравию.
Конечно, красной нитью проходит идея создания многополярного мира, о которой и так уже было сказано достаточно. Платформой для выстраивания мировой политической оппозиции может стать БРИКС, куда в 2023 г. могут вступить Саудовская Аравия, Иран, Турция и Египет – страны с не самыми развитыми экономиками, но с широким региональным влиянием. Предстоящий путь займет годы, если не десятилетия, но первые успехи в снижении зависимости от США видны уже в марте 2023 г.: власти Саудовской Аравии и Китая обсуждают перевод оплаты нефти на юани, а TotalEnergies купила у CNOOC 65 тыс. тонн СПГ за юани через Шанхайскую Биржу.
Усиление интеграции между странами БРИКС(С) позволит привлечь иностранный капитал на российский фондовый рынок, создать новые международные производственные предприятия и расширить географию использования платежной системы МИР. Российская экономика на текущий момент не может составить конкуренцию китайским потребительским товарам на экспортных рынках. Но такие компании, как Росатом, Роскосмос, Яндекс и VK и крупные банки могут уже сейчас начать экспортную экспансию на менее конкурентные рынки (по сравнению с Европой и Америкой) Африки и Ближнего Востока.
Российский атом не отпускает Европу
Европейский союз, вводя очередные пакеты санкций против России, традиционно обходил стороной российскую атомную отрасль. Однако в последнее время ситуация изменилась. При обсуждении десятого пакета санкций предложение о введении санкций против российского атома не прошло из-за позиции Венгрии, которая пригрозила применить право вето.
Сейчас же при обсуждении уже 11-го пакета санкций эта тема всплыла вновь. Власти ФРГ заявили Еврокомиссии о целесообразности ввода ограничений против российского мирного атома. Глава Минэкономики Германии Роберт Хабек заявил о недопустимости того, что эта отрасль до сих пор остается свободной. Любопытно, что эти заявления Германия сделала после того, как закрыла свои последние остававшиеся в эксплуатации атомные станции.
Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев усомнился в том, что Европа сможет протолкнуть такие меры, так как зависимость ряда стран Восточной Европы от российских атомных технологий остается критической, при этом решение должно быть одобрено всеми странами ЕС.
Эксперт допустил, что ФРГ, Польша и некоторые другие страны ЕС будут пытаться идти по пути частичных ограничений — например, на участие российских компаний в строительстве новых АЭС на территории ЕС, и участие европейских компаний в проектах "Росатома" за рубежом при сохранении поставок российского ядерного топлива на европейские АЭС.
"Против может выступить Венгрия, планирующая строительство АЭС "Пакш-2". Однако, я не исключал бы варианта, при котором такие санкции могут быть согласованы", — заметил он.
Кондратьев при этом считает маловероятными и введение ограничений на поставки топлива, так как мощности площадки Westinghouse в Швеции не могут быть быстро расширены, а значит, Восточная Европа может физически столкнуться с дефицитом ядерного топлива для реакторов советского дизайна уже через 9-12 месяцев после введения таких санкций.
Россия делает ставку на развитие малотоннажного СПГ
В условиях резкого сокращения экспорта российского трубопроводного газа и усиления давления на экспорт российского СПГ со стороны европейских стран газовая отрасль РФ все большее внимание обращает на внутренний рынок, где есть потенциал наращивания использования газа, как в рамках газификации регионов, так и в рамках перехода на использование ГМТ.
В этой связи одним из интересных решений для России является развитие производства малотоннажного СПГ.
Потенциальный спрос на СПГ для нужд газификации оценивается к 2024 г. в диапазоне 2,3-4,2 млрд м3 в год, к 2035 г. – 7,4-9,8 млрд м3. Еще 10-15 млрд м3 составляет потенциал замещения жидких моторных топлив сжатым и сжиженным газом.
Согласно «Карте российской СПГ отрасли 2023» (февраль 2023 г.), общая установленная мощность действующих 17 малотоннажных СПГ-заводов в России на конец 2022 г. составляла 260 тыс. т в год (+10,6% г/г). Еще 549 тыс. т мощностей находятся в стадии реализации (всего 25 проектов).
О Турецком газовом хабе замолвите слово...
13 апреля Институт энергетики и финансов провел VI Международную конференцию "Управление рисками в энергетике - 2023", одной из центральных тем обсуждения которой стали перспективы создания Турецкого газового хаба. Причем наши турецкие коллеги представили вполне работоспособную схему его будущей работы и описали его сильные стороны, главными из которых, по мнению турецкой стороны, являются:
- выгодное географическое положение (на пересечении сразу нескольких трубопроводных маршрутов транспортировки газа через территорию Турции из России, Азербайджана и Ирана);
- наличие 4 собственных регазификационных терминалов для приема СПГ (общей мощностью до 28,9 млн т в год);
- наличие системы подземного хранения газа (4,6 млрд м3 в действующих ПХГ, в стадии строительства еще ПХГ мощностью до 4 млрд м3);
- устойчивый внутренний спрос на газ (55-60 млрд м3 в год)
- потенциал развития собственной газодобычи (в регионе Черного моря, где подтверждены запасы газа на уровне до 710 млрд м3, первая добыча ожидается уже к концу 2023 г.);
- наличие относительно развитой регуляторной среды (Управление по регулированию энергетического рынка Турции, собственная энергетическая биржа EXIST).
Да, у проекта турецкого газового хаба есть и слабые стороны (по-прежнему, регулируемый внутренний рынок, ограниченное число участников газового рынка, пока еще слабые мощности в сфере подземного хранения и трубопроводной транспортировки газа, вопросы соответствия нормам европейского газового рынка как основного покупателя газа). Но, как известно, дорогу осилит идущий...
И в этой связи, возникает вопрос, а что мы хотим предложить в рамках этого проекта, который же, напомню, сами и инициировали осенью прошлого года? Пока российских предложений в этом направлении мы не слышим...
Восток для угля - дело прибыльное
Экспортные отправки угля на Восток для Кузбасса, действительно, намного выгоднее с точки зрения чистой доходности экспорта (нетбэков), которая достигает $50-58/т по сравнению с $14-36/т для экспорта через порты Северо-Запада и Юга России соответственно.
Более того, весьма вероятно, что отгрузки российского угля на экспорт через порты Северо-Запада могут вообще осуществляться почти на грани рентабельности (с учетом себестоимости добычи), и производятся, главным образом, для того, чтобы получить квоту для отправки аналогичных объемов на Восточный полигон.
Возобновляемые перспективы
Ассоциация "Совет рынка" отчиталась об итогах ежегодного конкурса проектов на основе возобновляемых источников энергии: солнечных, ветряных и малых гидроэлектростанций. По его итогам был отобран 41 проект на 1,825 ГВт со сроками реализации в 2025-2029 годах.
Ветряных электростанций отобрано с заявленным плановым объемом установленной мощности в 738,5 МВт, солнечных — 1 086,5 МВт. Малые ГЭС отобраны не были.
В настоящий момент Россия оказывает государственную поддержку строительству генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии. Сейчас идет второй этап ДПМ ВИЭ на 2025-2035 годы, отборы по ней начались в 2021 году.
Изначально объем поддержки предполагался на уровне 400 млрд руб., однако в итоге был сокращен до около 350 млрд руб. В Минэнерго России отмечали, что до 2035 года, в том числе благодаря этой программе, объем ввода ВИЭ-мощностей может составить 12 ГВт накопленным эффектом.
Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев рассказал ИнфоТЭК о значении конкурсного отбора для ВИЭ, оценил ее масштаб и перспективы. Более подробно читайте в материале на нашем сайте.
Зачем нам мир, в котором не будет ДВС?
Европейские автомобили на бензине и дизеле останутся жить благодаря стараниям Германии
Сегодня электромобили воспринимаются как безусловный магистральный тренд глобального развития автотранспорта. Но есть ли у них конкуренты? Да, это авто, использующие традиционные двигатели внутреннего сгорания, но заправляющиеся так называемым электронным топливом, или E-Fuel. В чем суть этой технологии и насколько она жизнеспособна в нынешних условиях? Как внедрение E-Fuel может повлиять на мировой автопром? И какие выводы может сделать из этой ситуации Россия?
Об этом читайте в авторской колонке эксперта Института энергетики и финансов Михаила Журавлева @IEFNotes.
Экспорт угля из России по итогам 2023 года может оказаться выше показателей 2022 года
Экспорт российского угля показывает сезонную тенденцию к росту, которая характерна для весеннего периода. И в условиях отсутствия "провала" экспорта, который наблюдался в марте 2022 г., по итогам 1 кв. 2023 г. железнодорожная отгрузка угля на экспорт выросла на 0,7% (г/г) - до 91,8 млн т.
Возврат совокупного экспорта угля из России к досанкционным объемам объясняется в первую очередь тем, что российским угольным компаниям удалось еще во 2-3 кв. 2022 г. перенаправить значительные объемы угольного экспорта на рынки развивающихся стран.
Так, по состоянию на конец марта 2023 г. 82% совокупного экспорта российского угля (морским транспортом и через сухопутные погранпереходы) приходилось на развивающиеся страны, в первую очередь на Китай, Индию и Турцию. По сути, сложилась новая географическая структура экспорта российского угля, которая оказалась не только устойчивой, но и с очевидным потенциалом для дальнейшего роста поставок.
Таким образом, при отсутствии новых санкционных ограничений в отношении экспортных поставок российского угля и выходе России на график экспортных отгрузок, характерный до начала СВО, экспорт угля из России по итогам 2023 г. может оказаться выше уровня 2022 года.
Какие европейские страны продолжают покупать российский сетевой газ?
В 2022 г. физические поставки российского газа (включая СПГ) в страны ЕС упали почти в два раза по сравнению с 2021 г. и составили 76,5 млрд м3 (против 154,4 млрд м3 в 2021 г.). Из этого объема около 17,5 млрд м3 пришлось на поставки СПГ и 59 млрд м3 – на экспорт трубопроводного газа.
По оценкам нашего Института, поставки российского трубопроводного газа по состоянию на начало 2023 г. продолжаются только в 10 европейских стран (без учета Турции), включая 7 стран-членов ЕС.
Транзитом через Украину российский газ получают Словакия, Австрия, Словения, Италия; по «Балканскому потоку» – Румыния и Греция; по обоим маршрутам – Венгрия.
Также по «Балканскому потоку» российский газ поставляется в Сербию, Северную Македонию, а также Боснию и Герцеговину.
ЕС начинает борьбу против поставок российского СПГ
Озвученные западными информационными агентствами инициативы ЕС разработать механизм, препятствующий поставкам СПГ из РФ через запрет бронирования для российских поставщиков регазификационных мощностей в странах ЕС, означает начало санкционной кампании против российского СПГ.
Напомним, что в прошлом году на фоне обвального сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС только российский СПГ продемонстрировал устойчивый рост поставок на европейском направлении до 17,5 млрд м3 (+20% г/г). При этом средняя стоимость российского СПГ в ЕС по итогам 2022 г. выросла до $983/тыс. м3 (+121,9% г/г).
В 2022 г. СПГ из РФ поставлялся в 11 стран ЕС, при этом 95,3% поставок приходилось всего на четыре страны: Францию (34,4%), Испанию (26,6%), Нидерланды (19,6%) и Бельгию (14,7%).
Уход российского СПГ с европейского рынка возможен, но с потерей маржинальности, поскольку его перенаправление в страны АТР (Китай) приведет к значительному росту логистических издержек.
Почему «мелеет» «Балканский поток»?
Поставки российского трубопроводного газа в Европу охватывают сегодня оценочно 10-11 стран (без учета Турции и транзита в Калининградскую область через Литву) и распределяются по двум маршрутам – украинскому и балканскому, – пересекающимся в Венгрии.
В отличие от украинского транзита, подверженного теоретически военно-политическим рискам, транспортировка газа по «Турецкому потоку» и его продолжению в виде «Балканского потока» выглядит на сегодняшний день наиболее безопасной (из тех немногих опций, что остались) и потому и более привлекательной для импортеров, и, вероятно, приоритетной для ПАО «Газпром». Однако поставки по нему почти не растут, а в 2023 г. вполне могут даже сократится. Заместитель директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев объясняет, почему так происходит.
@oil_capital
Китаю нужна "Сила Сибири-2", просто Поднебесная ждет выгодных условий от России
На фоне многочисленных спекуляций в СМИ о том, что во время недавнего визита китайского руководителя в Москву так и не было подписано соглашение по "Силе Сибири -2", а на совместной пресс-конференции китайский лидер не упомянул этот проект напрямую, в отличие от российского президента, хотелось бы внести ясность в этот вопрос.
Мы полагаем, что этот проект Китаю НУЖЕН, но нужен на максимально выгодных для Китая условиях, в первую очередь, по цене российского газа, и он готов дождаться этих условий, понимая, что у России нет большого пространства для маневра в этом направлении.
В чем же интерес Китая к данному проекту? Во-первых, газ пойдет в Китай с российских месторождений Западной Сибири, где достаточно ресурсной базы и нет опасений, что она окажется меньше, чем ожидалось, как это было в случае с оценкой запасов Чаяндинского месторождения при реализации проекта "Сила Сибири". Кроме того, за эти запасы уже нет конкуренции с Европой, значит Россия может предложить Китаю более выгодную цену. Наконец, труба из России придет в Китай через Монголию, что будет гораздо короче маршрута доставки трубопроводного газа из Центральной Азии, где есть также и проблемы с обеспечением экспортных обязательств в отношении Китая (попросту, не хватает газа...).
Не будем забывать и о том, что на рынке СПГ будет нарастать конкуренция за его объемы, в т.ч. со стороны ЕС, и в этих условиях Китаю было бы выгодно иметь возможность получения более дешевого трубопроводного газа из России. Ведь тогда можно диктовать свои условия по цене и странам Центральной Азии, и не сильно переживать за волатильные поставки более дорогого СПГ.
Для России же данный проект также безальтернативен. И дело даже не в обвальном сокращении экспорта российского газа в ЕС в прошлом году. Напомню, что фактический запуск этого проекта (в случае если соглашение по нему все-таки будет подписано в этом году) возможен не раньше 2030 года. А к этому времени у России и так истекало большинство долгосрочных контрактов со странами ЕС, которые и до февраля 2022 г. не выказывали большого намерения их продлевать. И возникал вопрос, куда направлять наш западносибирский газ? И альтернативы Китаю в этом случае у нас нет.
Да, безусловно, доходность такого экспорта будет гораздо ниже, чем в Европу, но тут уж либо так, либо никак... Выбор невелик.
Разбираемся с ценами на российскую нефть
15 марта 2023 г. нефтяные цены марок Brent и WTI достигли самого низкого уровня с декабря 2021 г.: $73/барр. и $67,6/барр. соответственно. Основной причиной такого резкого падения стали опасения по поводу распространения на реальную экономику банковского кризиса, спровоцированного банкротством нескольких крупных банков в США. Через неделю цена Brent отыграла это падение и восстановилась до уровня $75,9/барр.
На этом фоне регистрируемая цена Urals FOB, по расчетам Kortes, составила $45,4/барр., т.е. дисконт Urals/Brent, по-прежнему, превышает $30/барр. Но Россия сейчас не осуществляет физические поставки нефти в Европу, поэтому цена Urals FOB, используемая в России для целей налогообложения нефтяной отрасли, приобретает все более умозрительный характер... Гораздо интереснее посмотреть, а по каким ценам приобретают нашу нефть ее реальные покупатели, например, в Индии. И вот тут начинаются удивительные вещи...
15 марта вышли данные Министерства торговли Индии, согласно которым конечная цена реализации российской нефти в Индии составила, в среднем за январь 2023 г., $79,80/барр., что почти в два раза (!) больше регистрируемой цены Urals FOB за этот период.
Такое расхождение между ценами в теории может быть объяснено целым рядом факторов, а именно:
- существенное увеличение транспортного плеча, особенно при доставке из портов российского Северо-Запада, что увеличивает и стоимость фрахта танкеров;
- дополнительные затраты на морскую перевалку с судна на судно (STS), хранение и блендинг на терминалах для части экспортируемых объемов;
- рост затрат на страхование грузов, проведение взаиморасчетов и т.д. в условиях санкционного давления;
- дополнительные премии и дисконты со стороны трейдинговых структур и компаний, аффилированных с продавцом или покупателем.
Однако в любом случае очевидно, что регистрируемые цены Urals FOB не отражают реальной ситуации с ценами на экспортируемую российскую нефть, а это, в свою очередь, искажает общую картину наших нефтяных доходов, в т.ч. доходов российского бюджета.
В этих условиях необходимо не просто скорректировать механизм расчета цены Urals для целей налогообложения российской нефтяной отрасли (как это реализовано в рамках №36-ФЗ от 23.02.2023 г.), но и активно работать над созданием независимых российских ценовых индексов для экспортируемых нефтеналивных грузов, которые будут применяться для расчета бюджетных показателей и не зависеть от западных ценовых агентств.
Подрастут ли цены на российских автозаправках в 2023 году?
Как известно, существенную поддержку российской нефтеперерабатывающей отрасли в 2022 г. оказали рекордные выплаты из бюджета по обратному акцизу и топливному демпферу: по итогам года они составили 3,25 трлн руб., в т.ч. 2,16 трлн руб. (!) по демпферу.
В таких условиях весной 2022 г. даже возник так называемый «серый» экспорт: когда купленный на бирже нефтепродукт, предназначенный для внутреннего рынка, и за который бюджет РФ заплатил демпфер, отправлялся на экспорт.
В результате, в июле 2022 г. Правительство скорректировало формулу расчета демпфера на бензин с целью снижения субсидий нефтепереработке, а с 01 апреля 2023 г. запланировало новую коррекцию демпфера по бензинам и ДТ.
Так, будет увеличен с $20 до $25/барр. ценовой дифференциал, который используется для расчета демпфера на бензин, а при расчете демпфера по ДТ будет введен ценовой дифференциал с пределом в $10/барр. Это позволит бюджету сэкономить примерно 100-300 млрд руб. по сравнению с системой расчета демпфера в 2022 г., но многое будет зависеть от конъюнктуры мировых цен на нефтепродукты.
Мы полагаем, что принятые властями РФ изменения в формуле расчета демпфера, направленные на сокращение бюджетных субсидий нефтепереработке, могут привести к ухудшению финансового положения нефтепереработчиков и ритейлеров нефтепродуктов.
Это создает риск роста цен на нефтепродукты на внутреннем рынке, поскольку повышение розничных цен на топливо в 2022 г., фактически, было существенно ниже среднего уровня инфляции по стране.
Фрахт для российской нефти подешевел
В начале апреля фрахтовые ставки на нефть сорта Urals, загружаемую в балтийских портах для доставки в Индию, снизились с $8,0–8,1 до $7,5–7,6 млн за одну танкерную партию. Аналогично, средняя стоимость доставки танкерной партии с российской нефтью сорта Urals из портов Северо-Запада России в Китай снизилась с $11 до $10 млн.
Снижению ставок фрахта, по-видимому, способствовало сокращение объемов морской перевалки российской нефти с судна на судно (STS-перевалка) в условиях окончания зимней навигации, поскольку текущие условия навигации уже не требуют использования танкеров ледового класса, что увеличивает доступность танкерного флота для российских экспортеров нефтеналивных грузов.
К середине апреля STS-перевалка российской нефти сократилась до 140-250 тыс. барр./сут. с 400-600 тыс. барр./сут. в феврале 2023 г.
Новые меры по борьбе с обходом антироссийских санкций могут стать проблемой для российской нефтянки
Как известно, сейчас в ЕС набирает обороты неформальная дискуссия о содержании уже 11-го Пакета антироссийских санкций, в рамках которого планируется ужесточить механизмы борьбы с обходом уже введенных санкционных ограничений.
На этом фоне с разницей всего в несколько дней Британия (OFSI, 14 апреля) и США (OFAC, 17 апреля) уже опубликовали важные уточнения в действующие правила по реализации санкционной политики ограничения цен на нефть российского происхождения.
Так, Управление по осуществлению финансовых санкций Великобритании (OFSI) существенно расширило право применения британских санкций в отношении компаний-перевозчиков российской нефти в случае нарушениями ими установленного странами G7 «потолка» цен на нее. Теперь под санкции попадают лица, которые не только владеют, но также контролируют, фрахтуют или эксплуатируют судно, перевозящее нефть российского происхождения и сопутствующие товары.
Кроме того, в новом Руководстве по реализации политики ограничения цен на нефть российского происхождения, также четко разделены понятия «смешивание» (blending) и «объединение» (co-mingling) нефтеналивных грузов. Blending подразумевает смешивание разных видов нефти и нефтепродуктов (например, нефти российского происхождения и иностранной). Под co-mingling понимается совместное хранение разной нефти на одном и том же судне или их совместная погрузка. Последнее рассматривается как нарушение, и в случае умышленного хранения и перевозки разных видов нефти на одном судне предельная цена будет распространяться на весь объем поставляемой продукции.
США пошли еще дальше и предупредили своих граждан и юридических лиц, занимающихся торговыми операциями с российской нефтью об участившихся случаях обхода санкционных ограничений через намеренное искажение экспортерами информации, полученной посредством собственных систем автоматической идентификации (AIS) нефтеналивных танкеров. Согласно позиции OFAC, данные AIS могут быть умышленно скорректированы с целью сокрытия портов захода таких судов или передачи нефти российского происхождения с одного судна на другое, и поэтому OFAC рекомендует...пользоваться услугами служб морской разведки (!) для выявления нарушений AIS.
Таким образом, к фактическому контролю за соблюдением американского санкционного законодательства в отношении российских нефтеналивных грузов впервые подключают службы морской разведки США, что говорит о переходе санкционного противостояния на качественно новый уровень.
Что из этого следует? По-видимому, следует ожидать ускорения ухода европейских перевозчиков с рынка транспортировки российской нефти, усложнения процедуры морской перевалки нефти в портах европейской юрисдикции (Сеута, Каламата) и дополнительных проволочек с проверками российких нефтеналивных грузов при оформлении страховок и прохождении портового обслуживания за рубежом.
Что нужно делать? Продолжать уходить от западной финансово-логистической инфраструктуры российского нефтяного экспорта, развивая свой танкерный флот, свою систему страхования нефтеналивных грузов и свою систему расчетов за их поставки в нейтральные страны в национальных валютах.
Санкции США против АО "Русатом Оверсиз" - атака на российские водородные проекты?
Как известно, 12 апреля Минфин США ввел санкции против ряда компаний, связанных с российской ядерной энергетикой. Под ограничения попали АО «Русатом Оверсиз», Ковровский механический завод и «Точмаш», производящие центрифуги для обогащения урана.
Санкции Минфина США распространяются не на саму госкорпорацию «Росатом», а на ее отдельные структуры, что, по-видимому, не окажет серьезного влияния на деятельность российской атомной отрасли, но создает предпосылки для усложнения ее работы в части реализации зарубежных проектов.
Также отметим, что в сферу ответственности АО «Русатом Оверсиз» входит продвижение на международный рынок линейки неэнергетических решений Росатома в области ядерных технологий под брендом RIVER, которая включает в себя различные конфигурации центров ядерной науки и технологий.
Кроме того, АО «Русатом Оверсиз» выступает интегратором Госкорпорации по развитию коммерческих водородных проектов и продвижению оборудования и перспективных решений по всей цепочке поставок: начиная от организации низкоуглеродного производства водорода для потребителей на территории России и заканчивая хранением и транспортировкой водорода, в т.ч. в интересах международных заказчиков.
Таким образом, складывается впечатление, что США стремятся не столько ограничить развитие российской ядерной энергетики, сколько воспрепятствовать выходу России на формирующийся сегодня международный рынок водородных технологий, где Россия располагает собственными вполне конкурентоспособными решениями.
ВИНК: успехи и вызовы начала года
Рублевая цена на Urals существенно выросла, но есть и другие позитивные моменты
Несмотря на введение внешних ограничений в 2022 – начале 2023 года, российская нефтяная промышленность успешно перестроилась, сохранив объемы добычи и переориентировав экспорт сырой нефти на Азию. Низкая цена Urals в первом квартале нынешнего года – $49 за баррель – стала следствием как понизившихся мировых цен, так и выросшего дисконта. Но эти параметры имеют все шансы улучшиться уже к лету. Какими сильными сторонами обладают нефтяные компании в условиях новой конъюнктуры и каковы факторы неопределенности в нефтегазовом секторе?
Данные вопросы в своей авторской колонке разбирает старший аналитик ИБ Синара по нефтегазовому сектору Кирилл Бахтин.
Все по справедливости
Заместитель директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев @IEFnotes считает справедливой цену, которую заплатит "Новатэк" за долю в СПГ-проекте "Сахалин-2".
Напомним, что правительство России разрешило "Новатэку" купить 27,5% долю в "Сахалинской энергии" за 94,8 млрд рублей. Эта компания сейчас является оператором "Сахалин-2" — первого в России крупнотоннажного СПГ-проекта.
"В текущих условиях с точки зрения иностранных инвесторов в России риски настолько высоки, что любые активы могут продаваться недооцененными. В иных условиях пакет стоил бы значительно дороже, но в текущей ситуации – это справедливая цена. Во всяком случае она выглядит вполне адекватно", – заметил он.
Эксперт заметил, что вхождение "Новатэка" в проект выгодно всем. Основной интерес компании Михельсона заключается в выходе на новые рынки сбыта, в том числе за счет долгосрочного контракта Shell на ежегодную поставку 1 млн тонн СПГ до 2028 года.
"Это упрощает компании выход на рынки Юго-Восточной Азии. Если же мы возьмем "Ямал СПГ", то это уже в основном Северо-Восточная Азия", – добавил эксперт.
"Сахалин-2" является прибыльным активом, поэтому в финансовом отношении это в любом случае выгодное приобретение для "Новатэка", считает Белогорьев.
"То, что "Газпром" согласился на такую сделку, а его согласие очевидно было необходимо, говорит о том, что он хочет разделить риски. Участие "Новатэка" также позволит холдингу не отвлекать на этот проект слишком большие технологические и кадровые ресурсы", — добавил Белогорьев.
Эксперт заметил, что "Новатэк" вряд ли столкнется с каким-либо проблемами с реализацией СПГ с проекта "Сахалин-2", так как он ориентирован на Юго-Восточную Азию.
Уголь попал под подозрение Минфина
Министерство финансов России заявило, что рассматривает возможность усиления налоговой нагрузки на угольную отрасль, если та сможет получить хорошие финансовые показатели по итогам первого квартала 2023 года.
"Если первый квартал будет с хорошими финансовыми результатами, будем предлагать повышенный НДПИ на IV квартал, а не введение пошлин. Вопрос с пошлинами на уголь сейчас не рассматривается", — сообщили в министерстве.
Ранее Минфин временно увеличил НДПИ на уголь с 1 января по 31 марта 2023 года на 380 рублей за тонну, что позволит привлечь в бюджет дополнительно 30 млрд рублей в год. Это будет касаться как антрацита, коксующегося угля, так и энергетического угля.
Старший эксперт фонда Института энергетики и финансов @IEFnotes Александр Титов рассказал ИнфоТЭК, что сейчас наблюдается продолжение процесса торговли между компаниями и Минфином, очередной раунд которого стартовал осенью прошлого тогда. Тогда власти предлагали вести в том числе экспортные пошлины, однако в итоге удалось обойтись малой кровью и обойтись увеличением НДПИ на январь-март этого года.
Эксперт заметил, что несмотря на озвученную в прошлом году Минэнерго и РЭА обеспокоенность о тяжелом состоянии отрасли, в четвертом квартале 2022 года все оказалось куда лучше: компании смогли восстановить объемы экспорта и получить прибыль. Поэтому сейчас у Минфина и сложилось впечатление, что у угольщиков можно забрать часть их прибыли.
"Мне кажется, что сейчас, когда они возобновили обсуждение усиления налоговой нагрузки, ситуация на рынке уже ухудшилась: цены очень сильно упали на мировом рынке, хотя объемы поставок все еще сохраняются на достаточно высоком уровне", — сказал он.
Эксперт подчеркнул, что самая непростая ситуация сложилась для экспорта через российские европейские порты, там поставки часто могут быть убыточными. Другая ситуация на восточном направлении, оно все еще остается желанным для компаний, но для этого направления до сих пор не хватает транзитных мощностей.
Запасы газа в европейских ПХГ бьют рекорды
По состоянию на начало апреля 2023 г. запасы газа в ПХГ ЕС составляли 55,7% от номинальной мощности активного газа или около 57,0 млрд м3. Это наиболее высокий показатель для этого периода года в современной истории.
По сути, это означает, что потребность в закачке газа в ПХГ ЕС в апреле-октябре 2023 г. будет на 30 млрд м3 меньше по сравнению с 2022 годом. Столь низкая потребность в закачке, фактически, гарантирует (!), что к 01 ноября 2023 г. в ПХГ ЕС будет накоплено не меньше 90-95% от номинальной мощности активного газа в них. И это даже с учетом резкого сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС по сравнению с первым полугодием 2022 года.
Мир продолжает стремительно меняться...
Оценка реального снижения добычи странами ОПЕК+ после мая 2023 года
Как известно, 02 апреля 9 стран-участниц ОПЕК+ (Россия, Саудовская Аравия, ОАЭ, Ирак, Кувейт, Алжир, Габон, Казахстан, Оман), объявили о дополнительном (к октябрьскому решению) сокращении добычи нефти с мая по конец 2023 года.
В теории заявленное снижение нефтедобычи составит примерно 1,657 млн барр./сут., из которых по 500 тыс. барр./сут. приходится на Россию, которая начала такое сокращение еще в начале марта, и Саудовскую Аравию. Однако мы знаем, что в ноябре 2022 г. объявленное сокращение добычи странами ОПЕК+ было скорее "бумажным", чем реальным, учитывая накопленный странами ОПЕК+ к тому времени объем невыполнения своих добычных "квот".
Текущая же инициатива о сокращении добычи выглядит гораздо более реальной, поскольку к добровольному сокращению добычи присоединились страны, которые уже практически обеспечили ее сокращение в соответствии с квотой ноября 2022 г. По нашим оценкам, реальное снижение добычи (в т.ч. уже частично реализованное снижение мартовской добычи в России) составит около 1,51 млн барр./сут., т.е. около 91% от анонсированного.
Таким образом, ожидания профицита нефти на мировом рынке в объеме до 1,0-1,3 млн барр./сут. по итогам 1 кв. текущего года, которые отмечались большинством ведущих международных энергетических агентств и консалтинговых структур (IEA, EIA, Goldman Sachs и пр.), по-видимому, сменятся на противоположные. И мы увидим более сбалансированный мировой нефтяной рынок уже к концу первого полугодия текущего года.
Африка для российской нефтянки - больше чем просто рынок для нефти и нефтепродуктов
На фоне изменившихся геополитических реалий российский нефтегазовый бизнес вновь начинает пристально смотреть в сторону Африки, которая рассматривается как один из важных регионов для перенаправления части поставок российской нефти и особенно нефтепродуктов в контексте диверсификации их рынков сбыта в условиях санкционного давления "недружественных" стран.
Так, заметно растут поставки российских нефтепродуктов в Африку (до 370 тыс. барр./сут.), в т.ч. 230 тыс. барр./сут. в страны Северной Африки (Марокко, Алжир и Тунис).
Да, безусловно, часть этих объемов реэкспортируется в Европу, но российским компаниям все равно выгодно такое сотрудничество, потому что в условиях действующего двойного "потолка" цен на российские нефтепродукты его текущий уровень позволяет российским НПЗ сохранять маржу переработки при поставках ДТ на экспорт на уровне $20-30/барр., что является очень хорошим отраслевым показателем.
Чем же еще может быть полезна Африка для российской нефтянки? Не только рынками сбыта для российских нефтепродуктов и, отчасти, российской нефти, но и как важный логистический хаб для обеспечения перевалки российских нефтеналивных грузов в Азию.
Сейчас мы осуществляем морскую перевалку российской нефти и нефтепродуктов в Средиземноморье в испанском порту Сеута и в греческому порту Каламата, но что мешает нам использовать для этих целей портовую инфраструктуру стран Северной Африки, тех же Марокко и Египта например? Они не присоединились к западным санкциям, и могут предоставлять нам те же портово-логистические услуги, что и порты Испании и Греции.
Наконец, под флагом африканских стран, той же Либерии, можно активно перевозить нашу нефть т.н. «теневым» флотом.
И это не говоря уже о возможном партнерстве в развитии добычных и инфраструктурных проектов на территории самих африканских стран с привлечением российских компаний и российских компетенций.
Последнее представляется, наверное, самым перспективным направлением двустороннего взаимодействия. Россия готова предложить африканским странам свои технологические, инженерные и сервисные компетенции в части развития местной инфраструктуры (нефтеналивные порты, хранилища нефти, обустройство месторождений, трубопроводная инфраструктура и пр.). Другими словами, пора переходить к более комплексному партнерству, которое подразумевает не только экспорт нашей нефти или нефтепродуктов, но также экспорт наших услуг и технологий в нефтегазовой сфере, которые будут точно востребованы в странах региона.
Однако не менее важно и не попасть в ловушку времен Советского Союза, когда мы работали с Африкой на принципах экономической благотворительности в обмен на политическую лояльность. Поэтому сегодня нам нужно выстраивать полноценное и равновыгодное партнерство, основанное на экономической целесообразности и грамотном учете рисков. Только в этом случае сотрудничество с Африкой может принести нашей нефтянке реальную экономическую пользу.
Новая география экспорта нефтепродуктов: новые перспективы?
В феврале-марте 2023 г. средний объем поставок российских нефтепродуктов в «недружественные» страны составил лишь 0,8 млн барр./сут., а поставки в развивающиеся (нейтральные) страны достигли 2,1 млн бар./сут.
Активно растут поставки нефтепродуктов в Турцию (290 тыс. барр./сут.), страны Северной Африки (240 тыс. барр./сут.), а также на Ближний Восток (240 тыс. барр./сут.) на фоне нестабильных объемов поставок в Индию и Китай.
Таким образом, в отличие от нефти, основными покупателями которой сейчас выступают Индия и Китай, перенаправление морского экспорта нефтепродуктов из России осуществляется в регионы с наиболее коротким транспортным плечом доставки таких грузов (Ближний Восток, Северная Африка и европейское Средиземноморье для их последующей STS-перевалки в страны АТР). При этом перенаправление поставок сопровождается хорошим уровнем их диверсификации по странам, что важно в быстроменяющихся условиях санкционного давления на Россию.
Новая география экспорта нефти: есть ли угроза монопсонии?
После введения эмбарго ЕС основными конечными получателями российской нефти в январе-феврале 2023 г. стали Китай, Индия, Турция и Болгария, при этом на долю Китая и Индии приходится около 86-90% совокупного морского экспорта нефти из РФ. За прошедший год с начала СВО поставки российской нефти в Китай выросли в 1,5 раза, в Турцию - в 2 раза, в Индию - почти в 22 раза (!)
Вместе с тем, столь высокая зависимость от рынков Китая и Индии создает политические и экономические риски для российского нефтяного экспорта, когда существенное снижение импорта или даже отказ от закупки российской нефти одной из этих стран может стать критичным для нефтяной отрасли РФ.
Таким образом, в 2023 году необходимо продолжать наращивать усилия по диверсификации экспорта российской нефти и поиска новых покупателей на нее.
Российские НПЗ подобрали ключ к санкциям
Российская нефтепереработка, спустя более месяца после начала действия эмбарго на поставку топлива в Европу (действует с 10 февраля), успешно сопротивляется внешнему давлению, следует из презентации заведующего сектора экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергея Кондратьева.
По данным Росстата, с 6 по 12 марта Россия сумела нарастить производство бензина на 3,1% к предыдущей неделе, до 871 тыс. Выпуск дизеля снизился на 1,1%, до 1,724 млн тонн.
"В начале марта производство бензина и дизельного топлива находится на многолетних максимумах, несмотря на санкции, "потолок цен" и плановое сокращение добычи", – сказано в документе.
Эксперт отмечает, что высокая динамика производства во многом связана с сохранением устойчивого экспорта нефтепродуктов.
Подтвердил эту информацию и вице-премьер России Александр Новак в четверг, заявив что ситуация с экспортом стабильная, а количества танкеров хватает для поставок нефтепродуктов.
Он также заметил, что фактор планового снижения добычи на 500 тыс. баррелей в сутки пока не достиг своего максимума – Россия выйдет на эти объемы только к концу месяца.
Эксперт же отмечает со ссылкой на данные Refinitiv, что в марте российские НПЗ смогли сохранить экспорт нефтепродуктов не только по бензину и дизелю, но и по другим нефтепродуктам: мазуту, нафте.
Причиной этому стало то, что на рынке сложились достаточно благоприятные дисконты для этих товаров, оставаясь выше уровня потолка цен западных стран.
"Даже при снижении цен нефти и нефтепродуктов до уровней, предусмотренных потолком цен, маржа НПЗ будет оставаться существенно положительной", – отметил эксперт.
По подсчетам, даже на условии потолка, маржа для НПЗ составит порядка $7 за каждый баррель переработанной нефти с учетом в том числе затрат на логистику.
Эксперт учел и влияние корректировки демпфера, который по их оценке позволит бюджету сократить выплаты на 0,6 трлн рублей в 2023 году.
Наглядно об изменениях в географии экспорта российских нефтеналивных грузов
За год, прошедший с начала СВО, география экспортных поставок российских нефти и нефтепродуктов радикально изменилась.
Так, в феврале 2022 г. в структуре экспорта российских нефтеналивных грузов доминировали «недружественные» страны (ЕС, США, Великобритания, Япония и Южная Корея), на долю которых приходилось 65% (5,4 млн барр./сут.) от общего объема поставок.
Однако уже в феврале 2023 г. на долю дружественных и нейтральных стран (Турция, Китай, Индия и пр.) приходилось уже 86% (6,9 млн барр./сут.) совокупного нефтяного экспорта из России.
О российском "теневом" флоте замолвите слово...
В условиях действия западных санкций Российская Федерация вот уже больше года активно развивает собственный «теневой» танкерный флот с целью вывести бóльшую часть своей экспортной нефти из-под контроля западных посредников.
По данным Rystad, в 2022 г. Россия косвенно (через различные аффилированные структуры) увеличила свой «теневой» флот на 103 танкера за счет покупки или перераспределения судов, ранее обслуживающих Иран и Венесуэлу. VesselsValue заявляет, что на расширение «теневого» флота нефтяных танкеров было потрачено порядка $850 млн. На рост теневого флота также указывает всплеск продаж танкеров неизвестным покупателям в 2022 году (см. рисунок).
Как показывают данные Energy Intelligence, на сегодняшний день «незападный» флот из примерно 350 нефтяных танкеров типа VLCC, Suezmax и Aframax, позволяет России поддерживать морской экспорт нефти на уровне выше 4 млн барр./сут.
Кто сейчас перевозит российскую нефть?
До введения запрета на импорт российской нефти в ЕС и ценового «потолка» на нее более 47% российского экспорта нефти из портов Балтики и Азово-Черноморского бассейна перевозилась на судах, принадлежащих европейским компаниям, главным образом, из Греции, Мальты и Кипра.
В первый месяц после вступления в силу эмбарго ЕС и ценового «потолка» на морские поставки российской нефти доля европейских танкеров в общем объеме перевозки российской нефти сократилась до 26%, и их уход был практически полностью компенсирован собственными судами России и кораблями "теневого" флота неизвестных судовладельцев. Но уже на второй месяц на российский рынок начали возвращаться греческие судовладельцы, и доля европейских танкеров в структуре перевозок российской нефти выросла до 36%.
Общие объемы перевозок российской нефти греческими танкерами в январе-феврале 2023 г. составили 1,13 млн барр./сут., танкерами из ОАЭ - 535 тыс. барр./сут.
В транспортировке российской нефти с дальневосточных портов на первом месте по объемам находятся танкеры неизвестных перевозчиков, зарегистрированных в Панаме, на Бермудских островах и в Китае.
В перевозках российской нефти на супертанкерах типа VLCC (после STS-перевалки c российских танкеров класса Aframax и Suezmax) доминируют танкеры из КНР и Греции, перевезшие в январе-феврале 234 тыс. барр./сут. нефти из РФ.