Что будет с нефтегазовыми доходами в 2025 году?
✔️Нефтегазовые доходы бюджета, де-факто, состоят из трех частей:
▪️Налоги на добычу нефти: НДПИ на нефть и НДД, на долю которых по итогам первых 11 месяцев 2024 г. пришлось 83% нефтегазовых доходов до их дисконтирования на объем субсидий для НПЗ (11,4 трлн из 13,7 трлн руб.);
▪️НДПИ на газовый конденсат, а также НДПИ на газ и экспортная пошлина на газ, которые за тот же период обеспечили 17% еще не дисконтированных нефтегазовых доходов (2,3 трлн руб.);
▪️Субсидии для НПЗ: демпфер, который призван сдержать рост биржевых топливных цен, а также обратный акциз и инвестнадбавка, которые привязаны к уровню модернизации НПЗ (3,4 трлн руб.).
✔️Как следствие, ключевую роль для нефтегазовых доходов бюджета играет ситуация в нефтяной отрасли:
▪️Объем добычи особенно важен для поступлений по НДПИ на нефть, на долю которых за 11 месяцев 2024 г. 68% еще не дисконтированных нефтегазовых доходов бюджета (9,3 трлн руб.);
▪️А цены на нефть – для поступлений по НДД, доля которых составила 15% (2,1 трлн руб., с учетом округления; НДД учитывает выручку от реализации нефти).
✔️Как показывает практика последних лет, Минфин всегда использует ту формулу расчета налогов, которая позволяет привлечь максимум доходов: когда дисконт Urals к Brent «перевалил» за $30 за баррель, Минфин использовал фиксированный дисконт, повышавший налоговые обязательства нефтяников; когда размер скидки сократился почти до $10 за баррель, Минфин стал использовать фактический дисконт, поскольку это было выгодно для бюджета.
✔️По оценке Минэнерго США, добыча нефти в РФ – без учета газового конденсата и легких углеводородов (этан, пропан, бутан) – в октябре 2024 г. составляла 8,95 млн баррелей в сутки (б/с): это на 15% ниже, чем в апреле 2020 г., когда предыдущая сделка ОПЕК+, уже развалилась, а новая еще вступила в силу.
✔️В случае развала сделки ОПЕК+ цена на нефть Brent «в моменте» могут опуститься ниже $50 за баррель, однако низкие цены повлекут риски сокращения добычи нефти в США, из-за чего рынок сбалансируется выше отметки в $60 за баррель.
✔️Де-факто, российская нефтяная отрасль уже проходила этот стресс-тест в начале 2023 г., когда из-за высоких дисконтов среднемесячная цена Urals опускалась ниже $50 за баррель. По итогам 2023 г. общие поступления по НДПИ на нефть и НДД составили почти 9,4 трлн руб. (с учетом экспортной пошлины, которая сейчас целиком «переложена на НДПИ).
✔️При этом целый ряд факторов будут играть на поддержание доходов на высоком уровне:
▪️Девальвация рубля, которая приводит к увеличению нефтяных цен в рублевом выражении;
▪️Планы Минфина по «разделению» демпфера: в таком случае субсидии нефтяникам будут выплачиваться за удержание биржевых цен на бензин и дизель по отдельности, что может сэкономить бюджету несколько сотен миллиардов рублей в год;
▪️Вероятное урегулирование крупнейшего за 80 лет конфликта в Европе, которое может привести к сокращению дисконта Urals к Brent. Однако этот сценарий требует внешнеполитической гибкости;
▪️Этот же фактор может привести к резкому увеличению поставок российского газа в Европу, объем которых сейчас в четыре раза уступает уровню 2021 г.
✔️В целом, даже в случае развала сделки ОПЕК+ нефтегазовые доходы – с учетом субсидий для НПЗ – не опустятся ниже уровня 2023 г., когда их объем достиг 8,8 трлн руб., а доля в структуре доходов федерального бюджета составила 30% (против 42% в 2022 г.).
✔️Нефтегазовые доходы бюджета, де-факто, состоят из трех частей:
▪️Налоги на добычу нефти: НДПИ на нефть и НДД, на долю которых по итогам первых 11 месяцев 2024 г. пришлось 83% нефтегазовых доходов до их дисконтирования на объем субсидий для НПЗ (11,4 трлн из 13,7 трлн руб.);
▪️НДПИ на газовый конденсат, а также НДПИ на газ и экспортная пошлина на газ, которые за тот же период обеспечили 17% еще не дисконтированных нефтегазовых доходов (2,3 трлн руб.);
▪️Субсидии для НПЗ: демпфер, который призван сдержать рост биржевых топливных цен, а также обратный акциз и инвестнадбавка, которые привязаны к уровню модернизации НПЗ (3,4 трлн руб.).
✔️Как следствие, ключевую роль для нефтегазовых доходов бюджета играет ситуация в нефтяной отрасли:
▪️Объем добычи особенно важен для поступлений по НДПИ на нефть, на долю которых за 11 месяцев 2024 г. 68% еще не дисконтированных нефтегазовых доходов бюджета (9,3 трлн руб.);
▪️А цены на нефть – для поступлений по НДД, доля которых составила 15% (2,1 трлн руб., с учетом округления; НДД учитывает выручку от реализации нефти).
✔️Как показывает практика последних лет, Минфин всегда использует ту формулу расчета налогов, которая позволяет привлечь максимум доходов: когда дисконт Urals к Brent «перевалил» за $30 за баррель, Минфин использовал фиксированный дисконт, повышавший налоговые обязательства нефтяников; когда размер скидки сократился почти до $10 за баррель, Минфин стал использовать фактический дисконт, поскольку это было выгодно для бюджета.
✔️По оценке Минэнерго США, добыча нефти в РФ – без учета газового конденсата и легких углеводородов (этан, пропан, бутан) – в октябре 2024 г. составляла 8,95 млн баррелей в сутки (б/с): это на 15% ниже, чем в апреле 2020 г., когда предыдущая сделка ОПЕК+, уже развалилась, а новая еще вступила в силу.
✔️В случае развала сделки ОПЕК+ цена на нефть Brent «в моменте» могут опуститься ниже $50 за баррель, однако низкие цены повлекут риски сокращения добычи нефти в США, из-за чего рынок сбалансируется выше отметки в $60 за баррель.
✔️Де-факто, российская нефтяная отрасль уже проходила этот стресс-тест в начале 2023 г., когда из-за высоких дисконтов среднемесячная цена Urals опускалась ниже $50 за баррель. По итогам 2023 г. общие поступления по НДПИ на нефть и НДД составили почти 9,4 трлн руб. (с учетом экспортной пошлины, которая сейчас целиком «переложена на НДПИ).
✔️При этом целый ряд факторов будут играть на поддержание доходов на высоком уровне:
▪️Девальвация рубля, которая приводит к увеличению нефтяных цен в рублевом выражении;
▪️Планы Минфина по «разделению» демпфера: в таком случае субсидии нефтяникам будут выплачиваться за удержание биржевых цен на бензин и дизель по отдельности, что может сэкономить бюджету несколько сотен миллиардов рублей в год;
▪️Вероятное урегулирование крупнейшего за 80 лет конфликта в Европе, которое может привести к сокращению дисконта Urals к Brent. Однако этот сценарий требует внешнеполитической гибкости;
▪️Этот же фактор может привести к резкому увеличению поставок российского газа в Европу, объем которых сейчас в четыре раза уступает уровню 2021 г.
✔️В целом, даже в случае развала сделки ОПЕК+ нефтегазовые доходы – с учетом субсидий для НПЗ – не опустятся ниже уровня 2023 г., когда их объем достиг 8,8 трлн руб., а доля в структуре доходов федерального бюджета составила 30% (против 42% в 2022 г.).
Forwarded from Деньги и песец
О ключевых событиях и трендах из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Дисконт Urals к Brent остается на уровне $11 за баррель. Риски ужесточения санкций в отношении российского теневого флота не могут всерьез увеличить размер скидки, тогда как для сокращения нужен выход России из международной изоляции.
✔️В декабре 2024 г. в федеральный бюджет поступит около 800 млрд руб. нефтегазовых доходов, их объем по итогам года превысит 11 трлн руб. Это лишь немногим меньше, чем в 2022 г., когда бюджет получил почти 11,6 трлн руб. благодаря росту цен на нефть, которые в моменте превышали $120 за баррель.
✔️Даже в случае развала сделки ОПЕК+ нефтегазовые доходы – с учетом субсидий для НПЗ – не опустятся ниже уровня 2023 г., когда их объем достиг 8,8 трлн руб., а их доля в структуре поступлений федерального бюджета сократилась до 30% (против 42% в 2022 г.). При этом благодаря девальвации рубля и планам Минфина по разделению демпфера фактический объем доходов может превысить этот уровень.
✔️Действующая модель регулирования топливного рынка полностью исчерпала себя. Демпфер может лишь ограничить рост биржевых цен, к которым привязан механизм расчета субсидий; а запреты на экспорт могут лишь на время успокоить рынок, но не создать серьезные стимулы для долговременной стабилизации. Выход – в резком повышении нормативов биржевых продаж; сокращении и заморозке топливных акцизов (с переводом всех поступлений в региональный уровень); отказе от демпфера; снятии региональных ограничений на строительство новых АЗС. Часть этих мер стоит опробовать на рынке дизеля, где, в отличие от рынка бензина, сохраняется высокий профицит мощностей.
✔️Страны ОПЕК+ в очередной раз перенесли решение об увеличении добычи. Текущие квоты должны были действовать до декабря 2024 г., теперь срок их действия продлен до марта 2025 г. включительно. В этом отношении ОПЕК+ напоминает компанию советских пионеров, которые совместными усилиями выстроили карточный домик. Ребята подросли и понимают, что пора играть в дурака на деньги: для этого нужно поштучно разобрать домик, но участникам страшно, что филигранная операция обернется обвалом конструкции. Поэтому ребята в итоге решают: «Пусть домик еще чуть-чуть постоит. А там, глядишь, подует ветер, и всё само рассосется».
Выпуск от 8 декабря 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
✔️Дисконт Urals к Brent остается на уровне $11 за баррель. Риски ужесточения санкций в отношении российского теневого флота не могут всерьез увеличить размер скидки, тогда как для сокращения нужен выход России из международной изоляции.
✔️В декабре 2024 г. в федеральный бюджет поступит около 800 млрд руб. нефтегазовых доходов, их объем по итогам года превысит 11 трлн руб. Это лишь немногим меньше, чем в 2022 г., когда бюджет получил почти 11,6 трлн руб. благодаря росту цен на нефть, которые в моменте превышали $120 за баррель.
✔️Даже в случае развала сделки ОПЕК+ нефтегазовые доходы – с учетом субсидий для НПЗ – не опустятся ниже уровня 2023 г., когда их объем достиг 8,8 трлн руб., а их доля в структуре поступлений федерального бюджета сократилась до 30% (против 42% в 2022 г.). При этом благодаря девальвации рубля и планам Минфина по разделению демпфера фактический объем доходов может превысить этот уровень.
✔️Действующая модель регулирования топливного рынка полностью исчерпала себя. Демпфер может лишь ограничить рост биржевых цен, к которым привязан механизм расчета субсидий; а запреты на экспорт могут лишь на время успокоить рынок, но не создать серьезные стимулы для долговременной стабилизации. Выход – в резком повышении нормативов биржевых продаж; сокращении и заморозке топливных акцизов (с переводом всех поступлений в региональный уровень); отказе от демпфера; снятии региональных ограничений на строительство новых АЗС. Часть этих мер стоит опробовать на рынке дизеля, где, в отличие от рынка бензина, сохраняется высокий профицит мощностей.
✔️Страны ОПЕК+ в очередной раз перенесли решение об увеличении добычи. Текущие квоты должны были действовать до декабря 2024 г., теперь срок их действия продлен до марта 2025 г. включительно. В этом отношении ОПЕК+ напоминает компанию советских пионеров, которые совместными усилиями выстроили карточный домик. Ребята подросли и понимают, что пора играть в дурака на деньги: для этого нужно поштучно разобрать домик, но участникам страшно, что филигранная операция обернется обвалом конструкции. Поэтому ребята в итоге решают: «Пусть домик еще чуть-чуть постоит. А там, глядишь, подует ветер, и всё само рассосется».
Выпуск от 8 декабря 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
Сирия – ноль на энергетической карте Ближнего Востока
✔️ Ближний Восток – важнейший регион для мировой нефтегазовой отрасли, однако роль Сирии здесь невелика:
▪️По данным Energy Institute, на долю Сирии по итогам 2020 г. приходилось лишь 0,3% доказанных запасов нефти (2,5 млрд баррелей) и 0,4% доказанных запасов природного газа (0,3 трлн куб. м) Ближнего Востока;
◼️Доля Сирии в региональной структуре добычи нефти в 2023 г. составляла 0,1% (40 тыс. баррелей в сутки), а добычи газа – 0,4% (3 млрд куб. м).
Объем добычи и, отчасти, доказанных запасов является производной от инвестиций в развитие отрасли. Однако здесь вряд ли что-то изменится к лучшему в ближайшие годы.
✔️Сирия могла стать одной из транзитных стран газопровода «Катар-Турция», который должен был обеспечить экспорт катарского газа в Турцию через территорию Саудовской Аравии, Иордании, Сирии для дальнейших поставок в Болгарию. Однако проект, выдвинутый полтора десятилетия назад, так и остался на бумаге.
✔️ Ближний Восток – важнейший регион для мировой нефтегазовой отрасли, однако роль Сирии здесь невелика:
▪️По данным Energy Institute, на долю Сирии по итогам 2020 г. приходилось лишь 0,3% доказанных запасов нефти (2,5 млрд баррелей) и 0,4% доказанных запасов природного газа (0,3 трлн куб. м) Ближнего Востока;
◼️Доля Сирии в региональной структуре добычи нефти в 2023 г. составляла 0,1% (40 тыс. баррелей в сутки), а добычи газа – 0,4% (3 млрд куб. м).
Объем добычи и, отчасти, доказанных запасов является производной от инвестиций в развитие отрасли. Однако здесь вряд ли что-то изменится к лучшему в ближайшие годы.
✔️Сирия могла стать одной из транзитных стран газопровода «Катар-Турция», который должен был обеспечить экспорт катарского газа в Турцию через территорию Саудовской Аравии, Иордании, Сирии для дальнейших поставок в Болгарию. Однако проект, выдвинутый полтора десятилетия назад, так и остался на бумаге.
Игорь Растеряев – возможно, сам того не осознавая – написал главный политический хит десятилетия.
YouTube
Игорь Растеряев. Ростов - Rostov-on-Don.
Автор слов и музыки -- Игорь Растеряев. Автор видео -- Лёха Ляхов.
Ростов - Rostov-on-Don.
По первому каналу показывают мне
Про то как гей-парады шагают по стране
Зачем-то подогнали милицию, ОМОН,
Зачем-то шум подняли про них со всех сторон.
А ведь всего…
Ростов - Rostov-on-Don.
По первому каналу показывают мне
Про то как гей-парады шагают по стране
Зачем-то подогнали милицию, ОМОН,
Зачем-то шум подняли про них со всех сторон.
А ведь всего…
Бразилия и Гайана могут нарастить морскую добычу нефти на 3 млн баррелей в сутки
Снижение роли ОПЕК+, как правило, связывают с увеличением добычи нефти в США: согласно ноябрьскому прогнозу Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти в США увеличится с 12,9 млн баррелей в сутки (б/с) в 2023 г. до 13,2 млн б/с в 2024 г. и 13,5 млн б/с в 2025.
Однако не меньшую роль может сыграть увеличение добычи нефти в странах Южной Америки, в частности, в Гайане и Бразилии. Здесь стоит оговориться, что Бразилия в 2024 г. присоединилась к альянсу ОПЕК+, но при этом не участвует в распределении квот. Примерно как Югославия, которая была участником соцлагеря, но при этом не находилась под прямым влиянием СССР.
Обе страны в последние годы наращивают морскую добычу нефти с помощью плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки (FPSO). Гайана в период с 2019 по 2023 гг. ввела в строй три установки общей мощности 660 тыс. баррелей в сутки (б/с) на блоке Stabroek, а Бразилия – 12 плавучих установок на 1,74 млн б/с на подсолевых месторождениях Южной Атлантики.
ExxonMobil, оператор проектов по добыче на блоке Stabroek, планирует до 2028 г. ввести в строй еще 3 FPSO общей мощностью 750 тыс. б/с, а Petrobras – 14 установок на 2,31 млн б/с. В итоге две страны могут нарастить морскую добычу нефти в общей сложности на 3 млн б/с.
Здесь, впрочем, важно сделать поправку на:
• Сокращение добычи нефти на наземных месторождениях нефти в Бразилии, из-за которого общий прирост добычи нефти в стране в период с 2019 по 2023 гг. составил «лишь» 610 тыс. б/с (данные Energy Institute);
• Вероятный перенос сроков ввода FPSO в Бразилии, который также будет сдерживать темпы прироста добычи нефти.
Однако оба риска могут быть перекрыты за счет освоения сланцевой формации Vaca Muerta (Аргентина), добыча на которой за прошедший год выросла с 300 тыс. до 400 тыс. б/с, а к 2030 г. может достигнуть 1 млн б/с (прогноз Rystad Energy).
Наряду с весьма вероятным дерегулированием добычи и экспорта нефти в США и сокращением спроса на нефть в китайском транспортном секторе, это будет играть на стабилизацию цен на нефть.
Список реализованных и запланированных проектов в Бразилии есть в отчетности Petrobras (стр. 68-69); аналогичный список для Гайаны можно найти здесь.
Снижение роли ОПЕК+, как правило, связывают с увеличением добычи нефти в США: согласно ноябрьскому прогнозу Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти в США увеличится с 12,9 млн баррелей в сутки (б/с) в 2023 г. до 13,2 млн б/с в 2024 г. и 13,5 млн б/с в 2025.
Однако не меньшую роль может сыграть увеличение добычи нефти в странах Южной Америки, в частности, в Гайане и Бразилии. Здесь стоит оговориться, что Бразилия в 2024 г. присоединилась к альянсу ОПЕК+, но при этом не участвует в распределении квот. Примерно как Югославия, которая была участником соцлагеря, но при этом не находилась под прямым влиянием СССР.
Обе страны в последние годы наращивают морскую добычу нефти с помощью плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки (FPSO). Гайана в период с 2019 по 2023 гг. ввела в строй три установки общей мощности 660 тыс. баррелей в сутки (б/с) на блоке Stabroek, а Бразилия – 12 плавучих установок на 1,74 млн б/с на подсолевых месторождениях Южной Атлантики.
ExxonMobil, оператор проектов по добыче на блоке Stabroek, планирует до 2028 г. ввести в строй еще 3 FPSO общей мощностью 750 тыс. б/с, а Petrobras – 14 установок на 2,31 млн б/с. В итоге две страны могут нарастить морскую добычу нефти в общей сложности на 3 млн б/с.
Здесь, впрочем, важно сделать поправку на:
• Сокращение добычи нефти на наземных месторождениях нефти в Бразилии, из-за которого общий прирост добычи нефти в стране в период с 2019 по 2023 гг. составил «лишь» 610 тыс. б/с (данные Energy Institute);
• Вероятный перенос сроков ввода FPSO в Бразилии, который также будет сдерживать темпы прироста добычи нефти.
Однако оба риска могут быть перекрыты за счет освоения сланцевой формации Vaca Muerta (Аргентина), добыча на которой за прошедший год выросла с 300 тыс. до 400 тыс. б/с, а к 2030 г. может достигнуть 1 млн б/с (прогноз Rystad Energy).
Наряду с весьма вероятным дерегулированием добычи и экспорта нефти в США и сокращением спроса на нефть в китайском транспортном секторе, это будет играть на стабилизацию цен на нефть.
Список реализованных и запланированных проектов в Бразилии есть в отчетности Petrobras (стр. 68-69); аналогичный список для Гайаны можно найти здесь.
Добыча нефти в России вернулась на квотируемый уровень
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и легких углеводородов – в ноябре 2024 г. выросла на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA). Это строго соответствует текущей квоте, срок действия которой в рамках сделки ОПЕК+ был продлен до марта 2025 г. включительно.
Как и другие участники сделки, Россия в следующем году столкнется с риском падения цен, что особенно чувствительно на фоне двузначного дисконта Urals к Brent, который в последние месяцы колеблется вблизи $11 за баррель. При этом выход из соглашения, по ряду причин, будет достаточно болезненным для российской нефтяной отрасли.
✔️Во-первых, Россия будет достаточно сложно наращивать нефтедобычу из-за специфики скважинного фонда. Несколько упрощая, на большинстве российских наземных месторождений преобладает так называемый насосный способ эксплуатации скважин: в отличие от фонтанного способа, распространенного в ряде стран Ближнего Востока, он отличается более высокими издержками, при этом с его помощью сложнее регулировать объем нефтедобычи.
✔️Другая проблема – разросшиеся аппетиты Минфина, которые особенно чувствительны для экономики добычи в регионах с высокими операционными издержками. Самый простой пример – решение Минфина отменить льготы по НДПИ для высоковязкой нефти, которые ударили по экономике Upstream-проектов в Поволжье.
✔️Наконец, негативную роль будут играть и санкции, которые еще в середине 2010-х гг. заблокировали освоение месторождений в Охотском и Карском море и серьезно осложнили реализацию новых проектов на Каспии.
В силу этих причин Россия, скорее всего, будет отставать по темпам наращивания добычи от других участников сделки ОПЕК+, которые уже в следующем году могут устроить «гонку предложения», стремясь покрыть потери от весьма вероятного падения цен.
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и легких углеводородов – в ноябре 2024 г. выросла на 30 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA). Это строго соответствует текущей квоте, срок действия которой в рамках сделки ОПЕК+ был продлен до марта 2025 г. включительно.
Как и другие участники сделки, Россия в следующем году столкнется с риском падения цен, что особенно чувствительно на фоне двузначного дисконта Urals к Brent, который в последние месяцы колеблется вблизи $11 за баррель. При этом выход из соглашения, по ряду причин, будет достаточно болезненным для российской нефтяной отрасли.
✔️Во-первых, Россия будет достаточно сложно наращивать нефтедобычу из-за специфики скважинного фонда. Несколько упрощая, на большинстве российских наземных месторождений преобладает так называемый насосный способ эксплуатации скважин: в отличие от фонтанного способа, распространенного в ряде стран Ближнего Востока, он отличается более высокими издержками, при этом с его помощью сложнее регулировать объем нефтедобычи.
✔️Другая проблема – разросшиеся аппетиты Минфина, которые особенно чувствительны для экономики добычи в регионах с высокими операционными издержками. Самый простой пример – решение Минфина отменить льготы по НДПИ для высоковязкой нефти, которые ударили по экономике Upstream-проектов в Поволжье.
✔️Наконец, негативную роль будут играть и санкции, которые еще в середине 2010-х гг. заблокировали освоение месторождений в Охотском и Карском море и серьезно осложнили реализацию новых проектов на Каспии.
В силу этих причин Россия, скорее всего, будет отставать по темпам наращивания добычи от других участников сделки ОПЕК+, которые уже в следующем году могут устроить «гонку предложения», стремясь покрыть потери от весьма вероятного падения цен.
Технологии CCUS не окажут значимого влияния на развитие угольной генерации
«В Китае ключевой сдвиг в развитии угольной генерации связан с внедрением «ультрасверхкритических» угольных электростанций, позволяющих экономить уголь при выработке электроэнергии и, как следствие, уменьшать выбросы CO2. Если в структуре мощности действующих угольных электростанций доля «ультрасверхкритики» составляет 32%, то для строящихся эта доля cсоставляет 95%.
Что касается технологий улавливания, хранения и утилизации CO2, то их внедрение не окажет серьезного воздействия на угольную генерацию. Китай будет обеспечивать снижение углеродного следа за счет строительства атомных, ветровых и солнечных электростанций, а также ввода накопителей энергии. Доля угольной генерации в КНР будет снижаться быстрее, чем технологии CCUS будут получать распространение».
Мой комментарий для портала PortNews
«В Китае ключевой сдвиг в развитии угольной генерации связан с внедрением «ультрасверхкритических» угольных электростанций, позволяющих экономить уголь при выработке электроэнергии и, как следствие, уменьшать выбросы CO2. Если в структуре мощности действующих угольных электростанций доля «ультрасверхкритики» составляет 32%, то для строящихся эта доля cсоставляет 95%.
Что касается технологий улавливания, хранения и утилизации CO2, то их внедрение не окажет серьезного воздействия на угольную генерацию. Китай будет обеспечивать снижение углеродного следа за счет строительства атомных, ветровых и солнечных электростанций, а также ввода накопителей энергии. Доля угольной генерации в КНР будет снижаться быстрее, чем технологии CCUS будут получать распространение».
Мой комментарий для портала PortNews
ОПЕК снова понизила прогноз по приросту спроса на нефть
Согласно ноябрьскому прогнозу, глобальный спрос на нефть в 2024 г. увеличится на 1,82 млн баррелей в сутки (б/с), а в 2025 г. – на 1,54 млн б/с, тогда как согласно декабрьскому – на 1,61 млн б/с и 1,45 млн б/с соответственно.
Ключевой причиной стало понижение прогноза для стран, не входящих в состав ОЭСР (т.е. для развивающихся экономик, в том числе Китая): прогноз по приросту на 2024 г. понижен с 1,66 млн б/с до 1,50 млн б/с, а для 2025 г. – с 1,43 млн б/с до 1,34 млн б/с соответственно.
Однако главное – это не конкретные значения, а сам факт очередного пересмотра прогноза. Наряду с недавним решением ОПЕК+ продлить действие текущих квот до марта 2025 г., такие инфоповоды словно бы подчеркивают невозможность балансировки рынка за счет сдерживания добычи.
Здесь можно провести параллель с ноябрьской прохладой: снег еще не выпал, но температура воздуха уже опустилась до отрицательных значений; ночные порывы ветра «добивают» последние листья на ветках деревьев, оголяя их для первого снега. Всё готово к снегопаду, который возвестит о начале затяжной зимы.
Снегопад, а точнее – официальные заявления администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта нефти – уже на носу. Мир – на пороге новой эпохи (сравнительно) низких нефтяных цен.
Согласно ноябрьскому прогнозу, глобальный спрос на нефть в 2024 г. увеличится на 1,82 млн баррелей в сутки (б/с), а в 2025 г. – на 1,54 млн б/с, тогда как согласно декабрьскому – на 1,61 млн б/с и 1,45 млн б/с соответственно.
Ключевой причиной стало понижение прогноза для стран, не входящих в состав ОЭСР (т.е. для развивающихся экономик, в том числе Китая): прогноз по приросту на 2024 г. понижен с 1,66 млн б/с до 1,50 млн б/с, а для 2025 г. – с 1,43 млн б/с до 1,34 млн б/с соответственно.
Однако главное – это не конкретные значения, а сам факт очередного пересмотра прогноза. Наряду с недавним решением ОПЕК+ продлить действие текущих квот до марта 2025 г., такие инфоповоды словно бы подчеркивают невозможность балансировки рынка за счет сдерживания добычи.
Здесь можно провести параллель с ноябрьской прохладой: снег еще не выпал, но температура воздуха уже опустилась до отрицательных значений; ночные порывы ветра «добивают» последние листья на ветках деревьев, оголяя их для первого снега. Всё готово к снегопаду, который возвестит о начале затяжной зимы.
Снегопад, а точнее – официальные заявления администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта нефти – уже на носу. Мир – на пороге новой эпохи (сравнительно) низких нефтяных цен.
Бум накопителей и солнечной генерации – два ключевых тренда в развитии ВИЭ
В развитии возобновляемой энергетики можно выделить три основных тренда:
Во-первых, это резкое ускорение темпов ввода солнечных панелей: если в 2021 г. по всему миру было введено в строй 186 гигаватт (ГВт) мощности панелей, то в 2023 г. – 459 ГВт, а по итогам 2024 г. этот показатель достигнет 593 ГВт, согласно прогнозу Ember. Для сравнения: к декабрю 2024 г. мировая установленная мощность АЭС составляла 373,7 ГВт.
Причина – не только в удобстве использования солнечных панелей в быту, но и в налоговых стимулах, которые применяются регуляторами многих стран. Например, в США в прошлом году Конгресс продлил срок действия программы, в рамках которой обязательства по подоходному налогу можно дисконтировать на 30% средств, израсходованных на покупку и установку солнечных панелей. Сказывается и удешевление технологий: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), в 2023 г. ввод 1 МВт мощности солнечных панелей в КНР обходился в среднем в $670 – это ниже аналогичного показателя для наземных ветроустановок ($990 на МВт) и угольных электростанций ($800 на МВт).
Еще один тренд – резкий рост популярности систем хранения энергии, которые позволяют балансировать ВИЭ в условиях безветренной и пасмурной погоды. Накопители стали особенно востребованы после энергокризиса начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с резким ростом энергоспроса. Если в конце 2020 г. установленная мощность систем хранения энергии в США составляла 1,5 ГВт, то в октябре 2024 г. – уже 25 ГВт. Де-факто, накопители становится столько неотъемлемой частью энергосистемы, что и ремни безопасности в автомобилестроении.
Еще один тренд – рост популярности гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). В отличие от обычных гидроэлектростанций, ГАЭС оснащены не одним, а двумя резервуарами, между которыми есть перепад высот: в часы низкого спроса излишки электроэнергии можно направлять на перекачку воды из нижнего в верхний резервуар, откуда вода сбрасывается с ростом нагрузки на сеть. Например, в Азии почти 70% мощности строящихся гидроэлектростанций к апрелю 2024 г. приходилось именно на ГАЭС (152 ГВт из 220 ГВт).
Мой комментарий для «Коммерсанта»
В развитии возобновляемой энергетики можно выделить три основных тренда:
Во-первых, это резкое ускорение темпов ввода солнечных панелей: если в 2021 г. по всему миру было введено в строй 186 гигаватт (ГВт) мощности панелей, то в 2023 г. – 459 ГВт, а по итогам 2024 г. этот показатель достигнет 593 ГВт, согласно прогнозу Ember. Для сравнения: к декабрю 2024 г. мировая установленная мощность АЭС составляла 373,7 ГВт.
Причина – не только в удобстве использования солнечных панелей в быту, но и в налоговых стимулах, которые применяются регуляторами многих стран. Например, в США в прошлом году Конгресс продлил срок действия программы, в рамках которой обязательства по подоходному налогу можно дисконтировать на 30% средств, израсходованных на покупку и установку солнечных панелей. Сказывается и удешевление технологий: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), в 2023 г. ввод 1 МВт мощности солнечных панелей в КНР обходился в среднем в $670 – это ниже аналогичного показателя для наземных ветроустановок ($990 на МВт) и угольных электростанций ($800 на МВт).
Еще один тренд – резкий рост популярности систем хранения энергии, которые позволяют балансировать ВИЭ в условиях безветренной и пасмурной погоды. Накопители стали особенно востребованы после энергокризиса начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с резким ростом энергоспроса. Если в конце 2020 г. установленная мощность систем хранения энергии в США составляла 1,5 ГВт, то в октябре 2024 г. – уже 25 ГВт. Де-факто, накопители становится столько неотъемлемой частью энергосистемы, что и ремни безопасности в автомобилестроении.
Еще один тренд – рост популярности гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). В отличие от обычных гидроэлектростанций, ГАЭС оснащены не одним, а двумя резервуарами, между которыми есть перепад высот: в часы низкого спроса излишки электроэнергии можно направлять на перекачку воды из нижнего в верхний резервуар, откуда вода сбрасывается с ростом нагрузки на сеть. Например, в Азии почти 70% мощности строящихся гидроэлектростанций к апрелю 2024 г. приходилось именно на ГАЭС (152 ГВт из 220 ГВт).
Мой комментарий для «Коммерсанта»
Коммерсантъ
Зеленые перспективы
Возобновляемая энергетика набирает обороты
Топливный рынок: вечеринка продолжается
Розничные цены на автомобильный бензин на неделе с 3 по 9 декабря 2024 г. выросли на 0,5%, а на дизельное топливо (ДТ) – на 0,4%. Это третья неделя подряд, по итогам которой прирост цен на бензин и дизель составляет не менее 0,4%.
Основных триггеров – два:
✔️Кратковременная – лишь на 2 месяца, с 1 декабря 2024 г. по 31 января 2025 г. – отмена запрета на экспорт бензина. Нефтяники понимают, что после 31 января запрет, скорее всего, будет введен вновь, из-за чего у них нет стимулов сохранять рамки приличия в этот период: регулятор не станет мягче, если они будут «придерживать маржу».
✔️Сохраняющееся отставание темпов прироста цен на дизель от общих темпов инфляции. По данным Росстата, к 9 декабря 2024 г. накопленная с начала года инфляция достигла 8,8%, тогда как прирост розничных цен на ДТ составил «лишь» 7,0%. Это дает нефтяникам возможность «разгонять» цены на дизель, но при этом соблюдать негласное правило, согласно которому прирост розничных цен не должен превышать общие темпы инфляции.
Как следствие – ралли на топливном рынке, которое может перекинуться на начало следующего года: в 2025 г. 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). Это создаст благоприятный информационный фон для повышения цен на бензин накануне очередного экспортного запрета, который, вероятно, будет введен с 1 февраля 2025 г.
Розничные цены на автомобильный бензин на неделе с 3 по 9 декабря 2024 г. выросли на 0,5%, а на дизельное топливо (ДТ) – на 0,4%. Это третья неделя подряд, по итогам которой прирост цен на бензин и дизель составляет не менее 0,4%.
Основных триггеров – два:
✔️Кратковременная – лишь на 2 месяца, с 1 декабря 2024 г. по 31 января 2025 г. – отмена запрета на экспорт бензина. Нефтяники понимают, что после 31 января запрет, скорее всего, будет введен вновь, из-за чего у них нет стимулов сохранять рамки приличия в этот период: регулятор не станет мягче, если они будут «придерживать маржу».
✔️Сохраняющееся отставание темпов прироста цен на дизель от общих темпов инфляции. По данным Росстата, к 9 декабря 2024 г. накопленная с начала года инфляция достигла 8,8%, тогда как прирост розничных цен на ДТ составил «лишь» 7,0%. Это дает нефтяникам возможность «разгонять» цены на дизель, но при этом соблюдать негласное правило, согласно которому прирост розничных цен не должен превышать общие темпы инфляции.
Как следствие – ралли на топливном рынке, которое может перекинуться на начало следующего года: в 2025 г. 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). Это создаст благоприятный информационный фон для повышения цен на бензин накануне очередного экспортного запрета, который, вероятно, будет введен с 1 февраля 2025 г.
Цены на газ в США достигли исторического минимума
Цены на природный газ на Henry Hub, крупнейшем газовом «узле» Северной Америки, в течение двух торговых дней ноября 2024 г. достигали исторического минимума: $1,21 за млн британских тепловых единиц. В пересчете на более привычные кубические метры это $43 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена газа для российской промышленности в июле 2024 г. составляла $82 за тыс. куб. м (данные Росстата в пересчете по официальному курсу ЦБ).
Данные по США – от Управления энергетической информации (EIA)
Цены на природный газ на Henry Hub, крупнейшем газовом «узле» Северной Америки, в течение двух торговых дней ноября 2024 г. достигали исторического минимума: $1,21 за млн британских тепловых единиц. В пересчете на более привычные кубические метры это $43 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена газа для российской промышленности в июле 2024 г. составляла $82 за тыс. куб. м (данные Росстата в пересчете по официальному курсу ЦБ).
Данные по США – от Управления энергетической информации (EIA)
Forwarded from Деньги и песец
О ключевых событиях и трендах из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Бразилия и Гайана наращивают морскую добычу нефти с помощью плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки (FPSO). Гайана в период с 2019 по 2023 гг. ввела в строй три установки общей мощности 660 тыс. баррелей в сутки (б/с) на блоке Stabroek, а Бразилия – 12 плавучих установок на 1,74 млн б/с на подсолевых месторождениях Южной Атлантики. ExxonMobil, оператор проектов по добыче на блоке Stabroek, планирует до 2028 г. ввести в строй еще 3 FPSO общей мощностью 750 тыс. б/с, а Petrobras – 14 установок на 2,31 млн б/с. В итоге две страны могут нарастить морскую добычу нефти в общей сложности на 3 млн б/с.
✔️ОПЕК снова понизила прогноз по приросту спроса на нефть. Наряду с недавним решением ОПЕК+ продлить действие текущих квот до марта 2025 г., это подчеркивает невозможность балансировки рынка за счет сдерживания добычи. Здесь можно провести параллель с ноябрьской прохладой: снег еще не выпал, но температура воздуха уже опустилась до отрицательных значений; ночные порывы ветра «добивают» последние листья на ветках деревьев, оголяя их для первого снега. Всё готово к снегопаду, который возвестит о начале затяжной зимы. Снегопад, а точнее – официальные заявления администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта нефти – уже на носу.
✔️Россия, скорее всего, будет отставать по темпам наращивания добычи нефти от других участников сделки ОПЕК+, которые уже в следующем году могут устроить «гонку предложения», стремясь покрыть потери от весьма вероятного падения цен. Одна из причин – разросшиеся аппетиты Минфина, которые особенно чувствительны для экономики добычи в регионах с высокими операционными издержками.
✔️Розничные цены на автомобильный бензин на неделе с 3 по 9 декабря 2024 г. выросли на 0,5%, а на дизельное топливо (ДТ) – на 0,4%. Это третья неделя подряд, по итогам которой прирост цен на бензин и дизель составляет не менее 0,4%. Ралли на топливном рынке может перекинуться на начало следующего года: 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). Это создаст благоприятный информационный фон для повышения цен на бензин накануне очередного экспортного запрета, который, вероятно, будет введен с 1 февраля 2025 г.
✔️Цены на природный газ на Henry Hub, крупнейшем газовом «узле» Северной Америки, в течение двух торговых дней ноября 2024 г. достигали исторического минимума: $1,21 за млн британских тепловых единиц. В пересчете на более привычные кубические метры это $43 за тыс. куб. м. Для сравнения: средняя цена газа для российской промышленности в июле 2024 г. составляла $82 за тыс. куб. м (данные Росстата в пересчете по официальному курсу ЦБ).
✔️Резкий рост популярности систем хранения энергии – один из ключевых трендов в развитии ВИЭ. Накопители стали особенно востребованы после энергокризиса начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с резким ростом энергоспроса. Если в конце 2020 г. установленная мощность систем хранения энергии в США составляла 1,5 ГВт, то в октябре 2024 г. – уже 25 ГВт. Де-факто, накопители становится столь же неотъемлемой частью энергосистемы, что и ремни безопасности в автомобилестроении.
Выпуск от 14 декабря 2024 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
✔️Бразилия и Гайана наращивают морскую добычу нефти с помощью плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки (FPSO). Гайана в период с 2019 по 2023 гг. ввела в строй три установки общей мощности 660 тыс. баррелей в сутки (б/с) на блоке Stabroek, а Бразилия – 12 плавучих установок на 1,74 млн б/с на подсолевых месторождениях Южной Атлантики. ExxonMobil, оператор проектов по добыче на блоке Stabroek, планирует до 2028 г. ввести в строй еще 3 FPSO общей мощностью 750 тыс. б/с, а Petrobras – 14 установок на 2,31 млн б/с. В итоге две страны могут нарастить морскую добычу нефти в общей сложности на 3 млн б/с.
✔️ОПЕК снова понизила прогноз по приросту спроса на нефть. Наряду с недавним решением ОПЕК+ продлить действие текущих квот до марта 2025 г., это подчеркивает невозможность балансировки рынка за счет сдерживания добычи. Здесь можно провести параллель с ноябрьской прохладой: снег еще не выпал, но температура воздуха уже опустилась до отрицательных значений; ночные порывы ветра «добивают» последние листья на ветках деревьев, оголяя их для первого снега. Всё готово к снегопаду, который возвестит о начале затяжной зимы. Снегопад, а точнее – официальные заявления администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта нефти – уже на носу.
✔️Россия, скорее всего, будет отставать по темпам наращивания добычи нефти от других участников сделки ОПЕК+, которые уже в следующем году могут устроить «гонку предложения», стремясь покрыть потери от весьма вероятного падения цен. Одна из причин – разросшиеся аппетиты Минфина, которые особенно чувствительны для экономики добычи в регионах с высокими операционными издержками.
✔️Розничные цены на автомобильный бензин на неделе с 3 по 9 декабря 2024 г. выросли на 0,5%, а на дизельное топливо (ДТ) – на 0,4%. Это третья неделя подряд, по итогам которой прирост цен на бензин и дизель составляет не менее 0,4%. Ралли на топливном рынке может перекинуться на начало следующего года: 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). Это создаст благоприятный информационный фон для повышения цен на бензин накануне очередного экспортного запрета, который, вероятно, будет введен с 1 февраля 2025 г.
✔️Цены на природный газ на Henry Hub, крупнейшем газовом «узле» Северной Америки, в течение двух торговых дней ноября 2024 г. достигали исторического минимума: $1,21 за млн британских тепловых единиц. В пересчете на более привычные кубические метры это $43 за тыс. куб. м. Для сравнения: средняя цена газа для российской промышленности в июле 2024 г. составляла $82 за тыс. куб. м (данные Росстата в пересчете по официальному курсу ЦБ).
✔️Резкий рост популярности систем хранения энергии – один из ключевых трендов в развитии ВИЭ. Накопители стали особенно востребованы после энергокризиса начала 2020-х гг., когда ВИЭ не справлялись с резким ростом энергоспроса. Если в конце 2020 г. установленная мощность систем хранения энергии в США составляла 1,5 ГВт, то в октябре 2024 г. – уже 25 ГВт. Де-факто, накопители становится столь же неотъемлемой частью энергосистемы, что и ремни безопасности в автомобилестроении.
Выпуск от 14 декабря 2024 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
Насколько страны ОПЕК могут увеличить добычу нефти?
Профицит мощностей по добыче нефти в ближневосточных странах ОПЕК в ноябре 2024 г. достиг 4,7 млн баррелей в сутки (б/с). Для сравнения: по данным Управления энергетической информации (EIA), в феврале 2020 г., накануне развала предыдущей сделки ОПЕК+, профицит составлял 2,8 млн б/с.
Ключевым участникам сделки ОПЕК+ пришлось гораздо сильнее «затянуть пояса», чем до пандемии COVID-19:
✔️Если в феврале 2020 г. добыча нефти в странах текущей сделки ОПЕК+ составляла 38,2 млн б/с, то в ноябре 2024 г. – 33,6 млн б/с; их доля в структуре глобального предложения за тот же период снизилась с 49% до 44%.*
✔️Среди стран Ближнего Востока основное бремя сделки несут Саудовская Аравия, Кувейт и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), где добыча находится под контролем госмонополий: Saudi Aramco, Kuwait Oil Company и, с оговорками, ADNOC. По данным EIA, добыча нефти в этих странах в ноябре 2024 г. была на 1,4 млн б/с ниже, чем в феврале 2020 г.
При этом, как видно по сократившейся доле ОПЕК+, конкуренция на рынке нефти сейчас заметно выше, чем накануне распада предыдущей сделки:
✔️В ноябре 2024 г. добыча нефти в Аргентине, Бразилии и Гайане была на 1,9 млн б/с выше, чем в феврале 2020 г.: сказалось освоение сланцевой формации Vaca Muerta, а также ввод плавучих установок для добычи, хранения и отгрузок нефти (FPSO) на блоке Stabroek и в Южной Атлантике;
✔️Существенно усилилось и влияние электротранспорта на конечный нефтяной спрос: если в начале 2020 г. на долю электрокаров, подключаемых и обычных гибридов приходилось менее 5% продаж новых легковых авто в Китае, то в последние месяцы эта доля превышает 50%. Как результат, спрос на автомобильный бензин в КНР в августе 2024 г. сократился на 14% (год к году, до 3,2 млн б/с).
Рост конкуренции на рынке нефти, происходящий на фоне наметившихся структурных изменений спроса, осложняет задачу странам ОПЕК+, которые и без того столкнулись с сокращением собственной доли на мировом рынке.
Впереди – болезненный выход из сделки, триггером для которого могут стать решения администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта.
*Данные по добыче нефти в ОПЕК+ не учитывают Мексику, переставшую участвовать в распределении квот вскоре после подписания второй сделки, и Анголу, объявившую о выходе из ОПЕК в конце 2023 г.
Профицит мощностей по добыче нефти в ближневосточных странах ОПЕК в ноябре 2024 г. достиг 4,7 млн баррелей в сутки (б/с). Для сравнения: по данным Управления энергетической информации (EIA), в феврале 2020 г., накануне развала предыдущей сделки ОПЕК+, профицит составлял 2,8 млн б/с.
Ключевым участникам сделки ОПЕК+ пришлось гораздо сильнее «затянуть пояса», чем до пандемии COVID-19:
✔️Если в феврале 2020 г. добыча нефти в странах текущей сделки ОПЕК+ составляла 38,2 млн б/с, то в ноябре 2024 г. – 33,6 млн б/с; их доля в структуре глобального предложения за тот же период снизилась с 49% до 44%.*
✔️Среди стран Ближнего Востока основное бремя сделки несут Саудовская Аравия, Кувейт и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), где добыча находится под контролем госмонополий: Saudi Aramco, Kuwait Oil Company и, с оговорками, ADNOC. По данным EIA, добыча нефти в этих странах в ноябре 2024 г. была на 1,4 млн б/с ниже, чем в феврале 2020 г.
При этом, как видно по сократившейся доле ОПЕК+, конкуренция на рынке нефти сейчас заметно выше, чем накануне распада предыдущей сделки:
✔️В ноябре 2024 г. добыча нефти в Аргентине, Бразилии и Гайане была на 1,9 млн б/с выше, чем в феврале 2020 г.: сказалось освоение сланцевой формации Vaca Muerta, а также ввод плавучих установок для добычи, хранения и отгрузок нефти (FPSO) на блоке Stabroek и в Южной Атлантике;
✔️Существенно усилилось и влияние электротранспорта на конечный нефтяной спрос: если в начале 2020 г. на долю электрокаров, подключаемых и обычных гибридов приходилось менее 5% продаж новых легковых авто в Китае, то в последние месяцы эта доля превышает 50%. Как результат, спрос на автомобильный бензин в КНР в августе 2024 г. сократился на 14% (год к году, до 3,2 млн б/с).
Рост конкуренции на рынке нефти, происходящий на фоне наметившихся структурных изменений спроса, осложняет задачу странам ОПЕК+, которые и без того столкнулись с сокращением собственной доли на мировом рынке.
Впереди – болезненный выход из сделки, триггером для которого могут стать решения администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта.
*Данные по добыче нефти в ОПЕК+ не учитывают Мексику, переставшую участвовать в распределении квот вскоре после подписания второй сделки, и Анголу, объявившую о выходе из ОПЕК в конце 2023 г.
Forwarded from EMCR experts
📌Тред дня EMCR News: Анатомия потребительского спроса
Аналитики считают, что замедление потребительского спроса в октябре объяснялось динамикой продаж авто после повышения утильсбора. Росстат перестал публиковать ежемесячную статистику по товарам, поэтому Твердые цифры @xtxixty обратились к данным АЕБ / ППК и Автостата. Согласно им, продажи авто в октябре росли, а снижение пришлось на ноябрь. Вероятно, расхождение возникло из-за частичного распределения данных в Росстате на другие месяцы. А еще на статистику в октябре могло повлиять снижение спроса на продовольствие. https://emcr.io/news/t/consumers-demand
📌Рынку нефти предстоит болезненный выход из сделки ОПЕК+, триггером для которого могут стать решения администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта https://emcr.io/news/t/oil-market-rodionov
🚀 EMCR - это сообщество топовых экспертов в финансовой отрасли. Присоединяйтесь к нам. Создайте свой профиль.
Аналитики считают, что замедление потребительского спроса в октябре объяснялось динамикой продаж авто после повышения утильсбора. Росстат перестал публиковать ежемесячную статистику по товарам, поэтому Твердые цифры @xtxixty обратились к данным АЕБ / ППК и Автостата. Согласно им, продажи авто в октябре росли, а снижение пришлось на ноябрь. Вероятно, расхождение возникло из-за частичного распределения данных в Росстате на другие месяцы. А еще на статистику в октябре могло повлиять снижение спроса на продовольствие. https://emcr.io/news/t/consumers-demand
📌Рынку нефти предстоит болезненный выход из сделки ОПЕК+, триггером для которого могут стать решения администрации Трампа по дерегулированию добычи и экспорта https://emcr.io/news/t/oil-market-rodionov
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Экономика РФ: важен не масштаб проблем, а их восприятие
В обсуждении перспектив российской экономики, на мой взгляд, стоит смотреть не на масштаб проблем сам по себе, а на их восприятие компаниями, регуляторами, деловой и политической элитой (ОК, высшей бюрократией, если кому-то не нравится это слово).
И здесь, очевидно, «чайник вскипает»: нынешняя схватка вокруг ставки ЦБ – самая жесткая дискуссия по экономической политике за последние годы. Она символизирует ситуацию, при которой устали примерно все:
✔️ЦБ устал нести ответственность за последствия бюджетной политики, на которую он повлиять не может;
✔️Минфин, при всей своей ненасытности, вряд ли рад каждый месяц придумывать новые налоги и сборы, чтобы заткнуть чем-то бюджетный дефицит;
✔️Деятельность Минэкономразвития становится бессмысленной в условиях, когда экономика зажата между высокими ставками и растущими налогами.
✔️У бизнеса сокращается рентабельность (это видно по данным Росстата), при этом впереди – повышение налога на прибыль, которое «очень кстати» на фоне роста издержек (логистика, зарплаты, проблемы с проведением платежей).
Несколько упрощая, у экономики остался один мотор – бюджетные расходы, и с их сокращением наступит рецессия. А если быть точным: двузначный спад в отраслях госзаказа, который перечеркнет красивые цифры роста ВВП.
Всё это создает большой спрос на нормализацию, и он – возьмусь предположить – будет расти быстрее, чем накапливаться дисбалансы в экономике.
В обсуждении перспектив российской экономики, на мой взгляд, стоит смотреть не на масштаб проблем сам по себе, а на их восприятие компаниями, регуляторами, деловой и политической элитой (ОК, высшей бюрократией, если кому-то не нравится это слово).
И здесь, очевидно, «чайник вскипает»: нынешняя схватка вокруг ставки ЦБ – самая жесткая дискуссия по экономической политике за последние годы. Она символизирует ситуацию, при которой устали примерно все:
✔️ЦБ устал нести ответственность за последствия бюджетной политики, на которую он повлиять не может;
✔️Минфин, при всей своей ненасытности, вряд ли рад каждый месяц придумывать новые налоги и сборы, чтобы заткнуть чем-то бюджетный дефицит;
✔️Деятельность Минэкономразвития становится бессмысленной в условиях, когда экономика зажата между высокими ставками и растущими налогами.
✔️У бизнеса сокращается рентабельность (это видно по данным Росстата), при этом впереди – повышение налога на прибыль, которое «очень кстати» на фоне роста издержек (логистика, зарплаты, проблемы с проведением платежей).
Несколько упрощая, у экономики остался один мотор – бюджетные расходы, и с их сокращением наступит рецессия. А если быть точным: двузначный спад в отраслях госзаказа, который перечеркнет красивые цифры роста ВВП.
Всё это создает большой спрос на нормализацию, и он – возьмусь предположить – будет расти быстрее, чем накапливаться дисбалансы в экономике.
Telegram
Экономика долгого времени
Старая привычка (икс лет работал в банке): если все говорят «в одну сторону», надо присмотреться и насторожиться и посмотреть в противоположную. В этом канале в течение нескольких лет я скептически высказывался относительно способности тех санкций, что были…
Forwarded from Деньги и песец
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Россия субсидирует замещение поставок «Газпрома»
Россия финансирует частичный отказ от поставок «Газпрома» за счет кредитов из федерального бюджета и займов госбанков. Речь идет о субсидируемом строительстве АЭС за рубежом, которое уже приводит к снижению потребности в трубопроводном импорте газа из РФ.
Белоруссия
✔️Таким примером является Белорусская АЭС, два энергоблока которой общей мощностью 2,4 гигаватта (ГВт) позволяют Белоруссии экономить до 5 млрд куб. м газа в год.
✔️90% затрат на строительство АЭС обеспечил кредит на $10 млрд, договор о предоставлении которого был подписан Россией и Белоруссией в 2011 г.
Турция
✔️Другой пример – АЭС «Аккую» в Турции, строительство которой осуществляет «Росатом» за собственный счет (по схеме «строй – владей – эксплуатируй»). Общая стоимость проекта составляет $24-25 млрд. Проектная «дочка» «Росатома» «Аккую Нуклеар» привлекла несколько кредитов «Сбербанка»: в 2019 г. один кредит на $400 млн, а в 2021 г. – два кредита на $500 млн и $300 млн соответственно.
✔️Установленная мощность АЭС «Аккую» после ввода четырех энергоблоков составит 4,8 ГВт. В результате Турция сможет ежегодно экономить около 10 млрд куб. м газа. Для сравнения: по данным турецкого регулятора, общий импорт газа в Турции (включая СПГ) в 2023 г. составил 50,5 млрд куб. м, из них 21,3 млрд куб. м приходились на поставки из России.
✔️При этом Турция планирует строительство еще, как минимум, двух АЭС, которые будут расположены в Синопе и Фракции, т.е. на севере и северо-западе страны (в отличие от АЭС «Аккую», строящейся на юге, в провинции Мерсин). Если общая мощность двух новых АЭС составит 4,8 ГВт, то Турция сможет ежегодно экономить 20 млрд куб. м газа в год.
✔️Вдобавок, Турция ведет освоение крупного месторождения Сакарья в Черном море: объем добычи к 2028 г. должен увеличиться с нынешних 5 млн до 25 млн куб. м газа в сутки, что эквивалентно 9 млрд куб. м в год. Это может дополнительно снизить потребность в импорте газа.
Как итог – сжатие важнейшего рынка для «Газпрома», который и без того резко сократил поставки в Европу.
Россия финансирует частичный отказ от поставок «Газпрома» за счет кредитов из федерального бюджета и займов госбанков. Речь идет о субсидируемом строительстве АЭС за рубежом, которое уже приводит к снижению потребности в трубопроводном импорте газа из РФ.
Белоруссия
✔️Таким примером является Белорусская АЭС, два энергоблока которой общей мощностью 2,4 гигаватта (ГВт) позволяют Белоруссии экономить до 5 млрд куб. м газа в год.
✔️90% затрат на строительство АЭС обеспечил кредит на $10 млрд, договор о предоставлении которого был подписан Россией и Белоруссией в 2011 г.
Турция
✔️Другой пример – АЭС «Аккую» в Турции, строительство которой осуществляет «Росатом» за собственный счет (по схеме «строй – владей – эксплуатируй»). Общая стоимость проекта составляет $24-25 млрд. Проектная «дочка» «Росатома» «Аккую Нуклеар» привлекла несколько кредитов «Сбербанка»: в 2019 г. один кредит на $400 млн, а в 2021 г. – два кредита на $500 млн и $300 млн соответственно.
✔️Установленная мощность АЭС «Аккую» после ввода четырех энергоблоков составит 4,8 ГВт. В результате Турция сможет ежегодно экономить около 10 млрд куб. м газа. Для сравнения: по данным турецкого регулятора, общий импорт газа в Турции (включая СПГ) в 2023 г. составил 50,5 млрд куб. м, из них 21,3 млрд куб. м приходились на поставки из России.
✔️При этом Турция планирует строительство еще, как минимум, двух АЭС, которые будут расположены в Синопе и Фракции, т.е. на севере и северо-западе страны (в отличие от АЭС «Аккую», строящейся на юге, в провинции Мерсин). Если общая мощность двух новых АЭС составит 4,8 ГВт, то Турция сможет ежегодно экономить 20 млрд куб. м газа в год.
✔️Вдобавок, Турция ведет освоение крупного месторождения Сакарья в Черном море: объем добычи к 2028 г. должен увеличиться с нынешних 5 млн до 25 млн куб. м газа в сутки, что эквивалентно 9 млрд куб. м в год. Это может дополнительно снизить потребность в импорте газа.
Как итог – сжатие важнейшего рынка для «Газпрома», который и без того резко сократил поставки в Европу.
Угольной отрасли нужны долгосрочные решения, а не бюрократический компромисс
При выборе мер поддержки угольной отрасли, скорее всего, возобладает бюрократическая логика, как это было в случае котировок для налогообложения угледобычи: в ноябре в методику расчета НДПИ были включены котировки Argus и СПбМТСБ. Такое решение позволило продемонстрировать компромисс между чаяниями угольщиков, которым были выгодны котировки биржи, и нежеланием Минфина терять налоговые поступления.
Та же логика возобладает и в случае спора между РЖД и угольной отраслью. РЖД хочет диверсифицировать грузопоток на БАМе и Транссибе, поскольку в структуре капзатрат на модернизацию Восточного полигона будет расти доля расходов «Российских железных дорог» из-за риска исчерпания ликвидной части ФНБ. И здесь, опять же, регулятору нужно продемонстрировать компромисс, т.е. «возвыситься» над участниками спора. Скорее всего, в среднесрочной перспективе квоты на вывоз угля будут отменены для всех регионов, кроме Кузбасса. Все прочие регионы будут принесены в жертву этого компромисса, поскольку именно Кемеровская область находится в центре внимания при обсуждении перспектив развития отрасли.
Однако такое решение, само по себе, не решает долгосрочных проблем отрасли, которая находится на пороге самого тяжелого за 30 лет кризиса. Причина – в возвращении мировых цен к многолетней норме, буме ВИЭ в Восточной и Южной Азии, а также замедлении среднегодовых темпов ввода угольных ТЭС в Китае, где, к тому же, происходит рост инвестиций в угледобычу.
Поэтому российской угольной отрасли нужен не бюрократический компромисс, а решения, которые бы обеспечили адаптацию к долгосрочным трендам и выходили за рамки льгот, субсидий и квот. Нужно закрывать убыточные и низкорентабельные шахты, на долю которых приходится лишь четверть российской угледобычи; владельцам шахт нужно выплачивать компенсации в размере пятилетней чистый прибыли (без учета «ковидного» 2020 г.); а работников – переселять в регионы с растущей экономикой.
Эти меры облегчат структурный сдвиг, в результате которого география отрасли сместится на восток, а в структуре добычи будет расти доля коксующегося угля, спрос на который будет более устойчивым, чем на энергетический уголь.
Мой комментарий для Vgudok
При выборе мер поддержки угольной отрасли, скорее всего, возобладает бюрократическая логика, как это было в случае котировок для налогообложения угледобычи: в ноябре в методику расчета НДПИ были включены котировки Argus и СПбМТСБ. Такое решение позволило продемонстрировать компромисс между чаяниями угольщиков, которым были выгодны котировки биржи, и нежеланием Минфина терять налоговые поступления.
Та же логика возобладает и в случае спора между РЖД и угольной отраслью. РЖД хочет диверсифицировать грузопоток на БАМе и Транссибе, поскольку в структуре капзатрат на модернизацию Восточного полигона будет расти доля расходов «Российских железных дорог» из-за риска исчерпания ликвидной части ФНБ. И здесь, опять же, регулятору нужно продемонстрировать компромисс, т.е. «возвыситься» над участниками спора. Скорее всего, в среднесрочной перспективе квоты на вывоз угля будут отменены для всех регионов, кроме Кузбасса. Все прочие регионы будут принесены в жертву этого компромисса, поскольку именно Кемеровская область находится в центре внимания при обсуждении перспектив развития отрасли.
Однако такое решение, само по себе, не решает долгосрочных проблем отрасли, которая находится на пороге самого тяжелого за 30 лет кризиса. Причина – в возвращении мировых цен к многолетней норме, буме ВИЭ в Восточной и Южной Азии, а также замедлении среднегодовых темпов ввода угольных ТЭС в Китае, где, к тому же, происходит рост инвестиций в угледобычу.
Поэтому российской угольной отрасли нужен не бюрократический компромисс, а решения, которые бы обеспечили адаптацию к долгосрочным трендам и выходили за рамки льгот, субсидий и квот. Нужно закрывать убыточные и низкорентабельные шахты, на долю которых приходится лишь четверть российской угледобычи; владельцам шахт нужно выплачивать компенсации в размере пятилетней чистый прибыли (без учета «ковидного» 2020 г.); а работников – переселять в регионы с растущей экономикой.
Эти меры облегчат структурный сдвиг, в результате которого география отрасли сместится на восток, а в структуре добычи будет расти доля коксующегося угля, спрос на который будет более устойчивым, чем на энергетический уголь.
Мой комментарий для Vgudok
Топливный рынок: действующая модель регулирования исчерпала себя
✔️На рынке дизеля продолжается осенне-зимнее ралли: на неделе с 10 по 16 декабря 2024 г. цены на дизельное топливо (ДТ) выросли на 0,4%. В целом же, за период с 29 октября по 16 декабря 2024 г. цены на ДТ выросли в общей сложности на 3,1%.
Для сравнения: с начала года прирост цен на ДТ составил 7,4% (по состоянию на 16 декабря 2024 г.). Тем самым, полтора осенне-зимних месяца обеспечили 40% годового прироста цен на дизельное топливо.
✔️Цены на бензин на неделе с 10 по 16 декабря 2024 г. выросли на 0,3%. Накопленный прирост цен на бензин опережает темпы инфляции: с начала года цены на бензин выросли на 10,7%, тогда как инфляция составила 9,1% (к 16 декабря 2024 г.).
Впрочем, главный итог года – в исчерпании действующей модели регулирования топливного рынка, в рамках которой регулятор пытается сдержать рост биржевых цен за счет триллионных субсидий для НПЗ, а рост цен в рознице – за счет запретов на экспорт.
✔️Из-за риска сокращения ликвидной части ФНБ регуляторам, рано или поздно, придется идти на новые решения, которые не будут требовать субсидий. В их числе – резкое повышение нормативов биржевых продаж, которое можно опробовать на рынке дизеля, где нет риска дефицита, даже несмотря на существенный рост внутреннего спроса.
✔️На рынке дизеля продолжается осенне-зимнее ралли: на неделе с 10 по 16 декабря 2024 г. цены на дизельное топливо (ДТ) выросли на 0,4%. В целом же, за период с 29 октября по 16 декабря 2024 г. цены на ДТ выросли в общей сложности на 3,1%.
Для сравнения: с начала года прирост цен на ДТ составил 7,4% (по состоянию на 16 декабря 2024 г.). Тем самым, полтора осенне-зимних месяца обеспечили 40% годового прироста цен на дизельное топливо.
✔️Цены на бензин на неделе с 10 по 16 декабря 2024 г. выросли на 0,3%. Накопленный прирост цен на бензин опережает темпы инфляции: с начала года цены на бензин выросли на 10,7%, тогда как инфляция составила 9,1% (к 16 декабря 2024 г.).
Впрочем, главный итог года – в исчерпании действующей модели регулирования топливного рынка, в рамках которой регулятор пытается сдержать рост биржевых цен за счет триллионных субсидий для НПЗ, а рост цен в рознице – за счет запретов на экспорт.
✔️Из-за риска сокращения ликвидной части ФНБ регуляторам, рано или поздно, придется идти на новые решения, которые не будут требовать субсидий. В их числе – резкое повышение нормативов биржевых продаж, которое можно опробовать на рынке дизеля, где нет риска дефицита, даже несмотря на существенный рост внутреннего спроса.