Добыча нефти в России вышла на квотируемый уровень
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и извлекаемых с нефтью легких углеводородов (этана, пропана, бутана) – в сентябре 2024 г. снизилась на 40 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA).
Это строго соответствует нынешним договоренностям ОПЕК+, согласно которым добыча нефти в РФ до ноября 2024 г. включительно не должна превышать отметку в 8,98 млн б/с.
Более низкий уровень добычи в РФ в последний раз был зафиксирован в мае-июле 2020 г., когда на фоне пандемии COVID-19 и экстремально жестких договоренностей ОПЕК+ добыча нефти в РФ сократилась до 8,6 млн б/с (оценка EIA).
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и извлекаемых с нефтью легких углеводородов (этана, пропана, бутана) – в сентябре 2024 г. снизилась на 40 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA).
Это строго соответствует нынешним договоренностям ОПЕК+, согласно которым добыча нефти в РФ до ноября 2024 г. включительно не должна превышать отметку в 8,98 млн б/с.
Более низкий уровень добычи в РФ в последний раз был зафиксирован в мае-июле 2020 г., когда на фоне пандемии COVID-19 и экстремально жестких договоренностей ОПЕК+ добыча нефти в РФ сократилась до 8,6 млн б/с (оценка EIA).
Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 1
«Технологии доверия» (ТеДо; экс-PwC) накануне РЭН-2024 опубликовали доклад «Топливо времени: перспективы экспорта российского угля». Среди прочего, в нем перечислены условия, которые бы обеспечили устойчивость угольного экспорта. Всего таких условий семь, но здесь хотелось бы остановиться на трех.
«Обеспечение долгосрочного предсказуемого тарифообразования на ж/д перевозки на горизонте 10 лет и далее».
Речь идет о тарифах на железнодорожные перевозки угля, которые остаются для угольщиков сравнительно низкими. Косвенно на это указывает такой показатель, как доходная ставка РЖД, т.е. выручка «Российских железных дорог» при перевозке одного и того же объема грузов на одно и то же расстояние. Например, в 2022 г. доходная ставка для перевозок каменного угля составляла 281 копейку за 10 тонно-километров, что почти вдвое ниже средней ставки для всех грузов (537,5 коп./10 т-км). Для сравнения: аналогичный показатель для нефти и нефтепродуктов в 2022 г. составлял 947,9 коп./10 т-км (более поздних данных нет из-за снижения прозрачности отрасли).
Определение тарифов на перевозку угля всегда было болезненной темой во взаимоотношениях угольщиков и РЖД, но ситуация дополнительно обострилась после 2022 г., когда производители экспортных товаров были вынуждены переориентироваться на Восток. Это привело к усилению конкуренции за доступ к инфраструктуре Восточного полигона, модернизация которого осуществляется, в том числе, за счет капиталовложений РЖД.
В условиях высокой загрузки Восточного полигона РЖД пытается снизить долгосрочные обязательства перед угольщиками и предоставлять инфраструктуру отправителям более рентабельных (для РЖД) грузов.
Самый последний пример – октябрьское письмо главы РЖД Олега Белозерова с просьбой отказаться от пролонгации соглашений о вывозе угля на Восток, которые с 2020 г. заключаются с угледобывающими компаниями. Согласно приведенными в письме данным, на обязательства по таким соглашениям сейчас приходится около 60% провозной способности Восточного полигона; в случае продления этих обязательств РЖД в 2025 г. не сможет вывести на Восток 14-15 млн тонн высокодоходных грузов и, как следствие, потеряет 25 млрд руб. доходов.
Далеко не факт, что просьба РЖД будет удовлетворена: как минимум, соглашения с Кузбассом будут пролонгированы, тем более что в своем письме Белозеров предлагает сделать для Кузбасса исключение. Однако нынешний этап административного торга станет далеко не последним: в условиях дефицита инфраструктуры у РЖД есть все стимулы для того, чтобы диверсифицировать структуру грузопотока, обосновывая это инвестициями в развитие Восточного полигона. Поэтому стабильных и предсказуемых условий вывоза на Восток у угольщиков точно не будет.
«Технологии доверия» (ТеДо; экс-PwC) накануне РЭН-2024 опубликовали доклад «Топливо времени: перспективы экспорта российского угля». Среди прочего, в нем перечислены условия, которые бы обеспечили устойчивость угольного экспорта. Всего таких условий семь, но здесь хотелось бы остановиться на трех.
«Обеспечение долгосрочного предсказуемого тарифообразования на ж/д перевозки на горизонте 10 лет и далее».
Речь идет о тарифах на железнодорожные перевозки угля, которые остаются для угольщиков сравнительно низкими. Косвенно на это указывает такой показатель, как доходная ставка РЖД, т.е. выручка «Российских железных дорог» при перевозке одного и того же объема грузов на одно и то же расстояние. Например, в 2022 г. доходная ставка для перевозок каменного угля составляла 281 копейку за 10 тонно-километров, что почти вдвое ниже средней ставки для всех грузов (537,5 коп./10 т-км). Для сравнения: аналогичный показатель для нефти и нефтепродуктов в 2022 г. составлял 947,9 коп./10 т-км (более поздних данных нет из-за снижения прозрачности отрасли).
Определение тарифов на перевозку угля всегда было болезненной темой во взаимоотношениях угольщиков и РЖД, но ситуация дополнительно обострилась после 2022 г., когда производители экспортных товаров были вынуждены переориентироваться на Восток. Это привело к усилению конкуренции за доступ к инфраструктуре Восточного полигона, модернизация которого осуществляется, в том числе, за счет капиталовложений РЖД.
В условиях высокой загрузки Восточного полигона РЖД пытается снизить долгосрочные обязательства перед угольщиками и предоставлять инфраструктуру отправителям более рентабельных (для РЖД) грузов.
Самый последний пример – октябрьское письмо главы РЖД Олега Белозерова с просьбой отказаться от пролонгации соглашений о вывозе угля на Восток, которые с 2020 г. заключаются с угледобывающими компаниями. Согласно приведенными в письме данным, на обязательства по таким соглашениям сейчас приходится около 60% провозной способности Восточного полигона; в случае продления этих обязательств РЖД в 2025 г. не сможет вывести на Восток 14-15 млн тонн высокодоходных грузов и, как следствие, потеряет 25 млрд руб. доходов.
Далеко не факт, что просьба РЖД будет удовлетворена: как минимум, соглашения с Кузбассом будут пролонгированы, тем более что в своем письме Белозеров предлагает сделать для Кузбасса исключение. Однако нынешний этап административного торга станет далеко не последним: в условиях дефицита инфраструктуры у РЖД есть все стимулы для того, чтобы диверсифицировать структуру грузопотока, обосновывая это инвестициями в развитие Восточного полигона. Поэтому стабильных и предсказуемых условий вывоза на Восток у угольщиков точно не будет.
Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 2
К числу условий, которые могут обеспечить стабильность российского угольного экспорта, «Технологии доверия» относят и отмену пошлин на российский уголь в КНР:
«Обеспечение равных внешнеэкономических условий конкуренции на рынке Китая для российского угля по сравнению с австралийским и индонезийским: отмена импортной пошлины на российский уголь в Китае».
Пошлины на импорт российского угля, отмененные в Китае в мае 2022 г., были повторно введены в 2024 г.: ставка для энергетического угля составляет 6%, а для коксующегося (сырья для металлургии) – 3%.
Введение пошлин уже успело негативно отразиться на российском угольном экспорте. По данным ЦДУ ТЭК, экспорт угля из России в КНР по итогам первой половины 2024 г. сократился на 14% (год к году), до 32,2 млн т (без учета Гонконга).
Решение о введении пошлин связано как с бурным развитием угледобычи в КНР, так и с торможением темпов ввода угольных электростанций. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в добычу угля в КНР в реальном выражении выросли на 65% в период с 2017 по 2023 гг. (с $60,7 млрд до $100,0 млрд в год в ценах 2023 г.), тогда как инвестиции в строительство угольных ТЭС – сократились более чем вдвое (с $35,0 млрд до $16,5 млрд в год).
В результате добыча угля в Китае в период с 2017 по 2023 гг. выросла на 34%, а в абсолютном выражении – на 1186 млн т в год, что более чем вдвое превосходит годовой объем угледобычи в России. По данным Energy Institute, доля КНР в общемировой структуре угледобычи выросла с 45,7% в 2017 г. до 51,8% в 2023 г. Для сравнения: доля России за тот же период снизилась с 5,3% до 4,8%.
Сокращение инвестиций в строительство угольных ТЭС привело к снижению темпов развития угольной генерации: если в период с 2011 по 2015 гг. среднегодовой ввод мощности угольных ТЭС составлял 54,2 гигаватта (ГВт) в год, а в 2016-2020 гг. – 42,5 ГВт в год, то в 2021-2023 гг. – 34,4 ГВт в год, согласно данным Global Energy Monitor. Темпы ввода ВИЭ, наоборот, резко ускорились: если в 2011-2015 гг. в Китае вводилось в среднем 9,6 гигаватта (ГВт) ветровых и солнечных генераторов в год, то в 2016-2020 гг. – 24,1 ГВт в год, а в 2021-2023 гг. – 57,3 ГВт, согласно данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA).
Конкуренция с ВИЭ в ближайшие годы будет усиливаться, в том числе из-за сокращения издержек: среднемировая стоимость ввода наземных ветровых генераторов в период с 2017 по 2023 гг. снизилась на 39% (до $1160 на кВт в ценах 2023 г.), а солнечных панелей – на 54% (до $758 на кВт), согласно данным IRENA. С учетом того, что Китай является мировым лидером по темпам ввода атомных реакторов и систем хранения энергии, потребность в строительстве угольных электростанций в КНР будет снижаться.
Торможение спроса на уголь будет происходить и в металлургии, в том числе из-за распространения низкоуглеродных технологий: по данным Global Energy Monitor, к апрелю 2024 г. мощность строящихся предприятий по производству стали составляла 66,8 млн тонн в год, из них треть (22,1 млн тонн в год) приходилась на мощности, позволяющие экономить уголь либо вовсе отказаться от его использования.
В целом, у китайских регуляторов в ближайшие годы не будет серьезных стимулов для отмены пошлин на импорт российского угля – как из-за роста угледобычи, так и масштабного внедрения низкоуглеродных технологий в электроэнергетике и металлургии. И это будет влиять на российский угольный экспорт не меньше, чем стремление РЖД диверсифицировать грузопоток на Восточном полигоне.
К числу условий, которые могут обеспечить стабильность российского угольного экспорта, «Технологии доверия» относят и отмену пошлин на российский уголь в КНР:
«Обеспечение равных внешнеэкономических условий конкуренции на рынке Китая для российского угля по сравнению с австралийским и индонезийским: отмена импортной пошлины на российский уголь в Китае».
Пошлины на импорт российского угля, отмененные в Китае в мае 2022 г., были повторно введены в 2024 г.: ставка для энергетического угля составляет 6%, а для коксующегося (сырья для металлургии) – 3%.
Введение пошлин уже успело негативно отразиться на российском угольном экспорте. По данным ЦДУ ТЭК, экспорт угля из России в КНР по итогам первой половины 2024 г. сократился на 14% (год к году), до 32,2 млн т (без учета Гонконга).
Решение о введении пошлин связано как с бурным развитием угледобычи в КНР, так и с торможением темпов ввода угольных электростанций. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в добычу угля в КНР в реальном выражении выросли на 65% в период с 2017 по 2023 гг. (с $60,7 млрд до $100,0 млрд в год в ценах 2023 г.), тогда как инвестиции в строительство угольных ТЭС – сократились более чем вдвое (с $35,0 млрд до $16,5 млрд в год).
В результате добыча угля в Китае в период с 2017 по 2023 гг. выросла на 34%, а в абсолютном выражении – на 1186 млн т в год, что более чем вдвое превосходит годовой объем угледобычи в России. По данным Energy Institute, доля КНР в общемировой структуре угледобычи выросла с 45,7% в 2017 г. до 51,8% в 2023 г. Для сравнения: доля России за тот же период снизилась с 5,3% до 4,8%.
Сокращение инвестиций в строительство угольных ТЭС привело к снижению темпов развития угольной генерации: если в период с 2011 по 2015 гг. среднегодовой ввод мощности угольных ТЭС составлял 54,2 гигаватта (ГВт) в год, а в 2016-2020 гг. – 42,5 ГВт в год, то в 2021-2023 гг. – 34,4 ГВт в год, согласно данным Global Energy Monitor. Темпы ввода ВИЭ, наоборот, резко ускорились: если в 2011-2015 гг. в Китае вводилось в среднем 9,6 гигаватта (ГВт) ветровых и солнечных генераторов в год, то в 2016-2020 гг. – 24,1 ГВт в год, а в 2021-2023 гг. – 57,3 ГВт, согласно данным Международного агентства по ВИЭ (IRENA).
Конкуренция с ВИЭ в ближайшие годы будет усиливаться, в том числе из-за сокращения издержек: среднемировая стоимость ввода наземных ветровых генераторов в период с 2017 по 2023 гг. снизилась на 39% (до $1160 на кВт в ценах 2023 г.), а солнечных панелей – на 54% (до $758 на кВт), согласно данным IRENA. С учетом того, что Китай является мировым лидером по темпам ввода атомных реакторов и систем хранения энергии, потребность в строительстве угольных электростанций в КНР будет снижаться.
Торможение спроса на уголь будет происходить и в металлургии, в том числе из-за распространения низкоуглеродных технологий: по данным Global Energy Monitor, к апрелю 2024 г. мощность строящихся предприятий по производству стали составляла 66,8 млн тонн в год, из них треть (22,1 млн тонн в год) приходилась на мощности, позволяющие экономить уголь либо вовсе отказаться от его использования.
В целом, у китайских регуляторов в ближайшие годы не будет серьезных стимулов для отмены пошлин на импорт российского угля – как из-за роста угледобычи, так и масштабного внедрения низкоуглеродных технологий в электроэнергетике и металлургии. И это будет влиять на российский угольный экспорт не меньше, чем стремление РЖД диверсифицировать грузопоток на Восточном полигоне.
Эскалация на Ближнем Востоке привела к сокращению экспорта нефти из Ирана: по состоянию на 9 октября 2024 г. семидневный объем морских поставок составил лишь 816 тыс. баррелей в сутки (б/с), согласно данным S&P Global Platts.
Для сравнения: в 2022 г. морские поставки нефти из Ирана составляли 1,1 млн б/с, а за неполный 2024 г. их объем достиг 1,7 млн б/с.
Рост иранского экспорта, происходивший после 2022 г. на фоне ослабления мониторинга санкций со стороны США, снижал эффективность сделки ОПЕК+, в которой Иран не принимает участие. Поэтому текущее сокращение экспорта может оказать временную поддержку ценам на нефть.
Инфографика — S&P Global Platts
Для сравнения: в 2022 г. морские поставки нефти из Ирана составляли 1,1 млн б/с, а за неполный 2024 г. их объем достиг 1,7 млн б/с.
Рост иранского экспорта, происходивший после 2022 г. на фоне ослабления мониторинга санкций со стороны США, снижал эффективность сделки ОПЕК+, в которой Иран не принимает участие. Поэтому текущее сокращение экспорта может оказать временную поддержку ценам на нефть.
Инфографика — S&P Global Platts
Forwarded from Экономика на рельсах (РЖД files)
ЛК_на_Покровке_Американская_модель_15_10_2024со_списком_рекоменд.pdf
3.4 MB
ПРЕЗЕНТАЦИЯ СО ВЧЕРАШНЕЙ ЛЕКЦИИ
По просьбам слушателей вчерашней публичной лекции ""Американская модель железных дорог: опыт США и дореволюционной России", выкладываю здесь презентацию.
По просьбам слушателей вчерашней публичной лекции ""Американская модель железных дорог: опыт США и дореволюционной России", выкладываю здесь презентацию.
В этом контексте скромно напоминаю про наш июльский доклад, согласно которому около 2025 г. международные конфликты постепенно пойдут на спад, а в России начнется новая эпоха реформ – как в силу внутренних предпосылок (в том числе исчерпания модели экономического роста, основанной на масштабных бюджетных вливаниях), так и сдвигов на мировой арене, на фоне которых международная изоляция будет выглядеть все более угрожающей для будущего страны. При этом после 2025 г. волна преобразований затронет ряд зарубежных, в том числе развитых стран.
Полный текст доклада доступен по ссылке.
Полный текст доклада доступен по ссылке.
Telegram
kremlin in the boys room
Из там прорвало что ли?
Драги (экс-глава ЕЦБ) недавно кричал, как ужасно в Европе с инвестициями,
Чуваки выше негодуют, как Великобритания сама себе сделала плохо, усложнив инвестиции в ключевые сектора
Теперь Макрон лютует, что налоги во Франции великоваты…
Драги (экс-глава ЕЦБ) недавно кричал, как ужасно в Европе с инвестициями,
Чуваки выше негодуют, как Великобритания сама себе сделала плохо, усложнив инвестиции в ключевые сектора
Теперь Макрон лютует, что налоги во Франции великоваты…
Новый скачок топливных цен может произойти в начале 2025 года
Как и неделей ранее, розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо в период с 8 по 14 октября 2024 г. выросли на 0,1%. При этом в случае дизеля семидненвый прирост розничных цен не превышает порог в 0,1% десятую неделю подряд.
Прирост цен в сегменте АИ-98 постепенно замедляется: на неделе с 24 по 30 сентября 2024 г. прирост цен на бензин АИ-98 составил 0,6%, тогда как на неделе с 1 по 7 октября – 0,5%, а на неделе с 8 по 14 октября 2024 г. – 0,4%.
Нефтяникам нужно демонстрировать устойчивое замедление цен, чтобы добиться отмены запрета на экспорт автомобильного бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Однако в начале 2025 г. может произойти новый скачок топливных цен: вероятная отмена запрета на экспорт бензина произойдет одновременно с индексацией топливных акцизов: вместо привычной индексации на 4-5% акциз на бензин 5 класса в 2025 г. будет увеличен на 14% (с 15048 до 17088 руб. за тонну), а на дизельное топливо – на 16% (с 10425 тыс. до 12120 тыс. руб. за тонну), согласно поправкам в НК РФ, которые были внесены в Думу в конце сентября.
Индексация топливных акцизов создаст благоприятный информационный фон для повышения цен, за счет которого нефтяники будут отыгрывать потери в оптовом и розничном сегменте. Потери в опте связаны с ущербом инфраструктуре и внеплановыми ремонтами на НПЗ, из-за которых баланс прибылей и убытков российских НПЗ по итогам первых семи месяцев 2024 г. снизился на 29,4% (год к году), до 1563 млрд руб.
Потери в рознице связаны с необходимостью сдерживать цены, чтобы «выбить» из регуляторов повторное разрешение на экспорт. Потенциал ценового скачка виден по накопленному приросту цен на бензин АИ-98: по данным Росстата, к 14 октября 2024 г. прирост цен на бензин АИ-92 и АИ-95 в сравнении с концом 2023 г. составил 6,6% и 7,2% соответственно, тогда как на бензин АИ-98 – 15,9%. Поэтому в начале 2025 г. на топливном рынке, скорее всего, будет происходить рекордный (за несколько месяцев) рост цен.
Как и неделей ранее, розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо в период с 8 по 14 октября 2024 г. выросли на 0,1%. При этом в случае дизеля семидненвый прирост розничных цен не превышает порог в 0,1% десятую неделю подряд.
Прирост цен в сегменте АИ-98 постепенно замедляется: на неделе с 24 по 30 сентября 2024 г. прирост цен на бензин АИ-98 составил 0,6%, тогда как на неделе с 1 по 7 октября – 0,5%, а на неделе с 8 по 14 октября 2024 г. – 0,4%.
Нефтяникам нужно демонстрировать устойчивое замедление цен, чтобы добиться отмены запрета на экспорт автомобильного бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Однако в начале 2025 г. может произойти новый скачок топливных цен: вероятная отмена запрета на экспорт бензина произойдет одновременно с индексацией топливных акцизов: вместо привычной индексации на 4-5% акциз на бензин 5 класса в 2025 г. будет увеличен на 14% (с 15048 до 17088 руб. за тонну), а на дизельное топливо – на 16% (с 10425 тыс. до 12120 тыс. руб. за тонну), согласно поправкам в НК РФ, которые были внесены в Думу в конце сентября.
Индексация топливных акцизов создаст благоприятный информационный фон для повышения цен, за счет которого нефтяники будут отыгрывать потери в оптовом и розничном сегменте. Потери в опте связаны с ущербом инфраструктуре и внеплановыми ремонтами на НПЗ, из-за которых баланс прибылей и убытков российских НПЗ по итогам первых семи месяцев 2024 г. снизился на 29,4% (год к году), до 1563 млрд руб.
Потери в рознице связаны с необходимостью сдерживать цены, чтобы «выбить» из регуляторов повторное разрешение на экспорт. Потенциал ценового скачка виден по накопленному приросту цен на бензин АИ-98: по данным Росстата, к 14 октября 2024 г. прирост цен на бензин АИ-92 и АИ-95 в сравнении с концом 2023 г. составил 6,6% и 7,2% соответственно, тогда как на бензин АИ-98 – 15,9%. Поэтому в начале 2025 г. на топливном рынке, скорее всего, будет происходить рекордный (за несколько месяцев) рост цен.
Цены на уголь возвращаются к многолетней норме. Средняя цена на энергетический уголь на условиях FOB Ньюкасл (Австралия) по итогам первых девяти месяцев 2024 г. снизилась на 27% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., до $135 за тонну. Пока что это выше средней цены в 2017-2021 гг. ($94 за тонну), однако цены будут корректироваться в ближайшие два года.
На снижение цен будет играть весьма вероятное замедление импорта угля в КНР, которое будет связано с развитием собственной угледобычи и ужесточением межтопливной конкуренции на китайском рынке. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в добычу угля в КНР в период с 2017 по 2023 гг. выросли на 65% в реальном выражении (с $60,7 млрд до $100 млрд в год в ценах 2023 г.), тогда как инвестиции в строительство угольных ТЭС снизились более чем вдвое (с $35,0 млрд в 2017 г. до $16,5 млрд в 2023 г.).
Темпы фактического ввода угольных электростанций в КНР существенно замедлились – с 54 гигаватт (ГВт) мощности в год в 2011-2015 гг. до 43 ГВт в год в 2016-2020 гг. и 34 ГВт в год в 2021-2023 гг. Для сравнения: ввод ветровых и солнечных генераторов увеличился с 10 ГВт в год в 2011-2015 гг. до 24 ГВт в год в 2015-2020 гг. и 57 ГВт в год в 2021-2023 гг. На фоне удешевления ВИЭ и распространения накопителей энергии темпы ввода угольных электростанций в КНР будут снижаться еще сильнее.
И это – плохая новость для российских экспортеров: те компании-производители энергетического угля, у которых активы удалены от морских экспортных портов, будут вынуждены сворачивать добычу.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
На снижение цен будет играть весьма вероятное замедление импорта угля в КНР, которое будет связано с развитием собственной угледобычи и ужесточением межтопливной конкуренции на китайском рынке. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в добычу угля в КНР в период с 2017 по 2023 гг. выросли на 65% в реальном выражении (с $60,7 млрд до $100 млрд в год в ценах 2023 г.), тогда как инвестиции в строительство угольных ТЭС снизились более чем вдвое (с $35,0 млрд в 2017 г. до $16,5 млрд в 2023 г.).
Темпы фактического ввода угольных электростанций в КНР существенно замедлились – с 54 гигаватт (ГВт) мощности в год в 2011-2015 гг. до 43 ГВт в год в 2016-2020 гг. и 34 ГВт в год в 2021-2023 гг. Для сравнения: ввод ветровых и солнечных генераторов увеличился с 10 ГВт в год в 2011-2015 гг. до 24 ГВт в год в 2015-2020 гг. и 57 ГВт в год в 2021-2023 гг. На фоне удешевления ВИЭ и распространения накопителей энергии темпы ввода угольных электростанций в КНР будут снижаться еще сильнее.
И это – плохая новость для российских экспортеров: те компании-производители энергетического угля, у которых активы удалены от морских экспортных портов, будут вынуждены сворачивать добычу.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
Ведомости
Аналитики прогнозируют снижение цен на уголь в Азии в ближайшие годы
Это еще ухудшит рентабельность поставок российского топлива за рубеж
Ликвидная часть Фонда национального благосостояния (ФНБ) по итогам сентября 2024 г. увеличилась на 8%, или на 400,7 млрд руб. (до 5,26 трлн руб.), согласно данным Минфина. Ключевую роль сыграла курсовая разница от переоценки золота и активов в иностранной валюте.
Изъятие средств на покрытие дефицита федерального бюджета, как правило, происходит в последний месяц года: в декабре 2022 г. из ФНБ было изъято 2,41 трлн руб. а в декабре 2023 г. – 2,90 трлн руб.
Не станет исключением и нынешний год: согласно последней оценке Минфина, дефицит федерального бюджета по итогам 2024 г. достигнет 3,30 трлн руб. Для сравнения: за первые девять месяцев года бюджет был сведен с профицитом в 169 млрд руб.
На последний квартал 2024 г. будет приходиться значительный прирост расходов, который будет частично покрываться за счет ФНБ. В самом негативном сценарии объем ликвидных средств ФНБ сократится до менее чем 2 трлн руб.
Как следствие, в следующем году Правительству придется серьезно сокращать федеральные расходы – как из-за текущего роста затрат на обслуживание госдолга, так и политической недопустимости инфляционного финансирования дефицита бюджета: опыт второй половины 1992-1994 гг. был тем «живым учебником», по которому училось нынешнее руководство Минфина и ЦБ.
Изъятие средств на покрытие дефицита федерального бюджета, как правило, происходит в последний месяц года: в декабре 2022 г. из ФНБ было изъято 2,41 трлн руб. а в декабре 2023 г. – 2,90 трлн руб.
Не станет исключением и нынешний год: согласно последней оценке Минфина, дефицит федерального бюджета по итогам 2024 г. достигнет 3,30 трлн руб. Для сравнения: за первые девять месяцев года бюджет был сведен с профицитом в 169 млрд руб.
На последний квартал 2024 г. будет приходиться значительный прирост расходов, который будет частично покрываться за счет ФНБ. В самом негативном сценарии объем ликвидных средств ФНБ сократится до менее чем 2 трлн руб.
Как следствие, в следующем году Правительству придется серьезно сокращать федеральные расходы – как из-за текущего роста затрат на обслуживание госдолга, так и политической недопустимости инфляционного финансирования дефицита бюджета: опыт второй половины 1992-1994 гг. был тем «живым учебником», по которому училось нынешнее руководство Минфина и ЦБ.
Любые инициативы, повышающие прозрачность энергетической отрасли, работают на ее благо. И здесь, в прямом смысле слова, – непаханое поле. Российские аналитики не должны брать данные о потреблении электроэнергии у исследовательского центра Ember, а по добыче нефти – у Минэнерго США. Нужны российские источники, которые бы при этом были верифицируемы и общедоступны.
Можно найти еще с десяток примеров, по которым нет официальных российских данных: детализация выработки электроэнергии на ТЭС по угольных, газовым и мазутным электростанциям; динамика ввода и вывода электростанций с разбивкой по регионам и источникам генерации; огромный массив данных ЦДУ ТЭК, который доступен только по платной подписке. Невозможно повысить эффективность отрасли без повышения ее прозрачности, поэтому раскрытие данных – первостепенная задача регулятора.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
Можно найти еще с десяток примеров, по которым нет официальных российских данных: детализация выработки электроэнергии на ТЭС по угольных, газовым и мазутным электростанциям; динамика ввода и вывода электростанций с разбивкой по регионам и источникам генерации; огромный массив данных ЦДУ ТЭК, который доступен только по платной подписке. Невозможно повысить эффективность отрасли без повышения ее прозрачности, поэтому раскрытие данных – первостепенная задача регулятора.
Полная версия моего комментария для «Ведомостей»
Ведомости
Промышленность просит обязать ФАС раскрывать энерготарифы на одном сайте
Это должно повысить качество планирования и принятия инвестиционных решений
Forwarded from Петербургская Биржа/SPIMEX
🏆 Премия «Лучший аналитик России» ближе, чем кажется!
Остается 10 дней до закрытия голосования, после чего на основе полученных голосов будут сформированы объективные независимые рэнкинги аналитиков sell-side команд.
Институциональные инвесторы могут подать заявку на участие в голосовании по ссылке.
Организаторы – СПбМТСБ совместно с Ассоциацией финансовых аналитиков при поддержке профессиональной соцсети EMCR.
Остается 10 дней до закрытия голосования, после чего на основе полученных голосов будут сформированы объективные независимые рэнкинги аналитиков sell-side команд.
Институциональные инвесторы могут подать заявку на участие в голосовании по ссылке.
Организаторы – СПбМТСБ совместно с Ассоциацией финансовых аналитиков при поддержке профессиональной соцсети EMCR.
Forwarded from Деньги и песец
Рост добычи и экспорта вне ОПЕК+ наряду с торможением спроса в транспортном секторе усиливают риски падения цен на нефть. По мнению Кирилла @kirillrodionov Родионова, минимизировать потери российских нефтяников может только выход России из международной изоляции, который позволит вернуть дисконт Urals к Brent к многолетней норме.
Сообщения о том, что цена на нефть Urals в российских портах опустились ниже $60 за баррель, были вполне ожидаемыми, с учетом коррекции последних месяцев. По данным Argus, которые ретранслируются в ежемесячных обзорах ОПЕК, с июля по сентябрь 2024 г. среднемесячная цена Urals снизилась на 15% – с $72,2 до $61,7 за баррель.
Для сравнения: смесь North Sea Dated – означающая в терминологии Argus всемирно известную смесь Brent Dated – за тот же период «подешевела» на 13%, с $85,3 до $74,3 за баррель. При этом дисконт Urals к North Sea Dated остался практически неизменным: $13,1 за баррель в июле 2024 г. VS $12,6 за баррель в сентябре 2024 г. С учетом этого дисконта сокращение цен Urals ниже порога в $60 за баррель не является сюрпризом.
К концу 2024 г. нефтяной рынок полностью исчерпал потенциал восстановительного роста, связанного с преодолением пандемии COVID-19, и при этом адаптировался к напряженному геополитическому фону: риски ирано-израильского конфликта и близко не оказывают на цены того влияния, которое оказывало эмбарго ЕС в отношении России: в июне 2022 г., когда в ЕС было принято решение об эмбарго, средняя цена North Sea Dated достигла $123,6 за баррель.
Поэтому на нефтяной рынок в ближайшие годы будет всё сильнее влиять рост добычи и экспорта в странах, не участвующих в распределении квот ОПЕК+ (США, Гайана, Канада, Бразилия), а также торможение спроса в транспортном секторе. Поэтому развал сделки ОПЕК+ и устойчивое снижение цен – вопрос совсем недалекого будущего. В этих условиях потери российских нефтяников будут зависеть от величины дисконта Urals к Brent Dated (North Sea Dated).
За последние два с лишним года дисконт несколько раз достигал аномальных значений, после чего наступала определенная стабилизация. Так, в апреле 2022 г., на фоне геополитического шока, дисконт к North Sea Dated увеличился до 30% ($31,8 за баррель), однако уже к августу 2022 г. сократился до 22% ($22,3 за баррель). Новый шок пришелся на рубеж 2022-2023 гг., когда эмбарго ЕС вступило в силу, а дисконт достиг 35-37% ($28-30 за баррель, в зависимости от месяца).
Однако к октябрю 2023 г. дисконт сократился до 9% ($7,8 за баррель), в том числе из-за рисков дефицита на мировом рынке, возникших из-за решения Саудовской Аравии сократить добычу на 1 млн баррелей в сутки (б/с) с июля 2023 г.
Наконец, последний по времени шок пришелся на рубеж 2023-2024 гг., когда вслед за санкциями в отношении российского теневого флота дисконт увеличился до 22-23% ($18 за баррель). Рынок достаточно быстро «отыграл» и эту историю, в результате в третьем квартале 2024 г. дисконт составлял 15-17% ($12-13 за баррель).
Для сравнения: в январе 2022 г. среднемесячный дисконт Urals к North Sea Dated составлял всего 0,4% ($0,4 за баррель). Обеспечить такой дисконт можно только за счет выхода из международной изоляции, и это единственный способ, который может уменьшить потери российских нефтяников.
Сообщения о том, что цена на нефть Urals в российских портах опустились ниже $60 за баррель, были вполне ожидаемыми, с учетом коррекции последних месяцев. По данным Argus, которые ретранслируются в ежемесячных обзорах ОПЕК, с июля по сентябрь 2024 г. среднемесячная цена Urals снизилась на 15% – с $72,2 до $61,7 за баррель.
Для сравнения: смесь North Sea Dated – означающая в терминологии Argus всемирно известную смесь Brent Dated – за тот же период «подешевела» на 13%, с $85,3 до $74,3 за баррель. При этом дисконт Urals к North Sea Dated остался практически неизменным: $13,1 за баррель в июле 2024 г. VS $12,6 за баррель в сентябре 2024 г. С учетом этого дисконта сокращение цен Urals ниже порога в $60 за баррель не является сюрпризом.
К концу 2024 г. нефтяной рынок полностью исчерпал потенциал восстановительного роста, связанного с преодолением пандемии COVID-19, и при этом адаптировался к напряженному геополитическому фону: риски ирано-израильского конфликта и близко не оказывают на цены того влияния, которое оказывало эмбарго ЕС в отношении России: в июне 2022 г., когда в ЕС было принято решение об эмбарго, средняя цена North Sea Dated достигла $123,6 за баррель.
Поэтому на нефтяной рынок в ближайшие годы будет всё сильнее влиять рост добычи и экспорта в странах, не участвующих в распределении квот ОПЕК+ (США, Гайана, Канада, Бразилия), а также торможение спроса в транспортном секторе. Поэтому развал сделки ОПЕК+ и устойчивое снижение цен – вопрос совсем недалекого будущего. В этих условиях потери российских нефтяников будут зависеть от величины дисконта Urals к Brent Dated (North Sea Dated).
За последние два с лишним года дисконт несколько раз достигал аномальных значений, после чего наступала определенная стабилизация. Так, в апреле 2022 г., на фоне геополитического шока, дисконт к North Sea Dated увеличился до 30% ($31,8 за баррель), однако уже к августу 2022 г. сократился до 22% ($22,3 за баррель). Новый шок пришелся на рубеж 2022-2023 гг., когда эмбарго ЕС вступило в силу, а дисконт достиг 35-37% ($28-30 за баррель, в зависимости от месяца).
Однако к октябрю 2023 г. дисконт сократился до 9% ($7,8 за баррель), в том числе из-за рисков дефицита на мировом рынке, возникших из-за решения Саудовской Аравии сократить добычу на 1 млн баррелей в сутки (б/с) с июля 2023 г.
Наконец, последний по времени шок пришелся на рубеж 2023-2024 гг., когда вслед за санкциями в отношении российского теневого флота дисконт увеличился до 22-23% ($18 за баррель). Рынок достаточно быстро «отыграл» и эту историю, в результате в третьем квартале 2024 г. дисконт составлял 15-17% ($12-13 за баррель).
Для сравнения: в январе 2022 г. среднемесячный дисконт Urals к North Sea Dated составлял всего 0,4% ($0,4 за баррель). Обеспечить такой дисконт можно только за счет выхода из международной изоляции, и это единственный способ, который может уменьшить потери российских нефтяников.
«По мнению эксперта по энергетике Кирилла Родионова, самой оптимальной стратегией для российских компаний сейчас является заморозка всех новых СПГ-проектов, включая ликвидацию специально создававшихся "дочек", которые могут попасть под санкции ЕС и США. Эксперт ожидает скорого внешнеполитического урегулирования и постепенной частичной отмены ограничений. По его словам, газовая отрасль - первый претендент на снятие санкций, поскольку европейские потребители заинтересованы в долговременной стабилизации газового рынка. Поэтому сейчас компаниям лучше сосредоточиться на отгрузках СПГ с уже действующих технологических линий и погашении долговых обязательств, чтобы подойти к реализации новых проектов в оптимальной финансовой форме».
Мой комментарий для «Российской газеты». В основе моего прогноза – наш июльский доклад «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года».
Мой комментарий для «Российской газеты». В основе моего прогноза – наш июльский доклад «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года».
Российская газета
Новые проекты по производству СПГ в России не будут заморожены из-за санкций - Российская газета
"Газпром" продолжит реализацию в России проектов по производству сжиженного природного газа (СПГ), говорится в официальном сообщении на сайте компании. Речь идет как о уже действующем крупнотоннажном заводе "Сахалин-2" и среднетоннажном - "Портовая" в Ленинградской…
Forwarded from Деньги и песец
Ключевые события и тренды из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и извлекаемых с нефтью легких углеводородов (этана, пропана, бутана) – в сентябре 2024 г. снизилась на 40 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA). Это строго соответствует нынешним договоренностям ОПЕК+, согласно которым добыча нефти в РФ до ноября 2024 г. включительно не должна превышать отметку в 8,98 млн б/с. Более низкий уровень в последний раз был зафиксирован в мае-июле 2020 г., когда на фоне пандемии COVID-19 и экстремально жестких договоренностей ОПЕК+ добыча нефти в РФ сократилась до 8,6 млн б/с.
Как и неделей ранее, розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо в период с 8 по 14 октября 2024 г. выросли на 0,1%. При этом в случае дизеля семидненвый прирост розничных цен не превышает порог в 0,1% десятую неделю подряд. Нефтяникам нужно демонстрировать устойчивое замедление цен, чтобы добиться отмены запрета на экспорт автомобильного бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Однако в начале 2025 г. может произойти новый скачок топливных цен: вероятная отмена запрета на экспорт бензина произойдет одновременно с индексацией топливных акцизов: вместо привычной индексации на 4-5% акциз на бензин 5 класса в 2025 г. будет увеличен на 14% (с 15048 до 17088 руб. за тонну), а на дизельное топливо – на 16% (с 10425 тыс. до 12120 тыс. руб. за тонну), согласно поправкам в НК РФ, которые были внесены в Думу в конце сентября.
Цены на уголь возвращаются к многолетней норме. Средняя цена на энергетический уголь на условиях FOB Ньюкасл (Австралия) по итогам первых девяти месяцев 2024 г. снизилась на 27% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., до $135 за тонну. Пока что это выше средней цены в 2017-2021 гг. ($94 за тонну), однако цены будут корректироваться в ближайшие два года. На снижение цен будет играть весьма вероятное замедление импорта угля в КНР, которое будет связано с развитием собственной угледобычи и ужесточением межтопливной конкуренции на китайском рынке. Темпы фактического ввода угольных электростанций в КНР существенно замедлились, тогда как ветровых и солнечных генераторов, наоборот, ускорились. И это – плохая новость для российских экспортеров: те компании-производители энергетического угля, у которых активы удалены от морских экспортных портов, будут вынуждены сворачивать добычу.
Любые инициативы, повышающие прозрачность энергетической отрасли, работают на ее благо. И здесь, в прямом смысле слова, – непаханое поле. Российские аналитики не должны брать данные о потреблении электроэнергии у исследовательского центра Ember, а по добыче нефти – у Минэнерго США. Нужны российские источники, которые бы при этом были верифицируемы и общедоступны. Можно найти еще с десяток примеров, по которым нет официальных российских данных: детализация выработки электроэнергии на ТЭС по угольным, газовым и мазутным электростанциям; динамика ввода и вывода электростанций с разбивкой по регионам и источникам генерации; огромный массив данных ЦДУ ТЭК, который доступен только по платной подписке.
Саудовская Аравия – одна из немногих стран, где п̶е̶ч̶к̶у̶ т̶о̶п̶я̶т̶ а̶с̶с̶и̶г̶н̶а̶ц̶и̶я̶м̶и̶̷ для выработки электроэнергии используются не только нефтепродукты, но и непереработанная нефть. Потребление нефти и нефтепродуктов в электроэнергетике страны в 2023 г. достигло 1,1 млн баррелей в сутки (б/с), из них 470 тыс. б/с приходилось на нефть, а 630 тыс. б/с – на мазут, согласно данным JODI (Joint Organisations Data Initiative). Для сравнения: спрос на нефть в Казахстане в 2023 г. достиг 349 тыс. б/с, согласно данным Energy Institute.
Бонус-трек: Что не так с исследованием ТеДо о перспективах российского угольного экспорта? Ответ– в треде на EMCR (тред будет пополняться в ближайшие дни).
Выпуск от 19 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
Добыча нефти в России – без учета газового конденсата и извлекаемых с нефтью легких углеводородов (этана, пропана, бутана) – в сентябре 2024 г. снизилась на 40 тыс. баррелей в сутки (б/с), достигнув 8,98 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA). Это строго соответствует нынешним договоренностям ОПЕК+, согласно которым добыча нефти в РФ до ноября 2024 г. включительно не должна превышать отметку в 8,98 млн б/с. Более низкий уровень в последний раз был зафиксирован в мае-июле 2020 г., когда на фоне пандемии COVID-19 и экстремально жестких договоренностей ОПЕК+ добыча нефти в РФ сократилась до 8,6 млн б/с.
Как и неделей ранее, розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо в период с 8 по 14 октября 2024 г. выросли на 0,1%. При этом в случае дизеля семидненвый прирост розничных цен не превышает порог в 0,1% десятую неделю подряд. Нефтяникам нужно демонстрировать устойчивое замедление цен, чтобы добиться отмены запрета на экспорт автомобильного бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Однако в начале 2025 г. может произойти новый скачок топливных цен: вероятная отмена запрета на экспорт бензина произойдет одновременно с индексацией топливных акцизов: вместо привычной индексации на 4-5% акциз на бензин 5 класса в 2025 г. будет увеличен на 14% (с 15048 до 17088 руб. за тонну), а на дизельное топливо – на 16% (с 10425 тыс. до 12120 тыс. руб. за тонну), согласно поправкам в НК РФ, которые были внесены в Думу в конце сентября.
Цены на уголь возвращаются к многолетней норме. Средняя цена на энергетический уголь на условиях FOB Ньюкасл (Австралия) по итогам первых девяти месяцев 2024 г. снизилась на 27% в сравнении с аналогичным периодом 2023 г., до $135 за тонну. Пока что это выше средней цены в 2017-2021 гг. ($94 за тонну), однако цены будут корректироваться в ближайшие два года. На снижение цен будет играть весьма вероятное замедление импорта угля в КНР, которое будет связано с развитием собственной угледобычи и ужесточением межтопливной конкуренции на китайском рынке. Темпы фактического ввода угольных электростанций в КНР существенно замедлились, тогда как ветровых и солнечных генераторов, наоборот, ускорились. И это – плохая новость для российских экспортеров: те компании-производители энергетического угля, у которых активы удалены от морских экспортных портов, будут вынуждены сворачивать добычу.
Любые инициативы, повышающие прозрачность энергетической отрасли, работают на ее благо. И здесь, в прямом смысле слова, – непаханое поле. Российские аналитики не должны брать данные о потреблении электроэнергии у исследовательского центра Ember, а по добыче нефти – у Минэнерго США. Нужны российские источники, которые бы при этом были верифицируемы и общедоступны. Можно найти еще с десяток примеров, по которым нет официальных российских данных: детализация выработки электроэнергии на ТЭС по угольным, газовым и мазутным электростанциям; динамика ввода и вывода электростанций с разбивкой по регионам и источникам генерации; огромный массив данных ЦДУ ТЭК, который доступен только по платной подписке.
Саудовская Аравия – одна из немногих стран, где п̶е̶ч̶к̶у̶ т̶о̶п̶я̶т̶ а̶с̶с̶и̶г̶н̶а̶ц̶и̶я̶м̶и̶̷ для выработки электроэнергии используются не только нефтепродукты, но и непереработанная нефть. Потребление нефти и нефтепродуктов в электроэнергетике страны в 2023 г. достигло 1,1 млн баррелей в сутки (б/с), из них 470 тыс. б/с приходилось на нефть, а 630 тыс. б/с – на мазут, согласно данным JODI (Joint Organisations Data Initiative). Для сравнения: спрос на нефть в Казахстане в 2023 г. достиг 349 тыс. б/с, согласно данным Energy Institute.
Бонус-трек: Что не так с исследованием ТеДо о перспективах российского угольного экспорта? Ответ– в треде на EMCR (тред будет пополняться в ближайшие дни).
Выпуск от 19 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 3
Предсказуемость ж/д тарифов и отмена пошлин на импорт угля в КНР – далеко не единственные условия, необходимые для устойчивости российского угольного экспорта. Важную роль, по мнению аналитиков ТеДо, должна играть и стабильная налоговая нагрузка:
«Прозрачное и долгосрочно предсказуемое фискальное регулирование угольной отрасли, включая как механизмы взимания налогов и сборов, так и общий уровень фискальной нагрузки».
Речь идет о курсовых экспортных пошлинах на уголь (в размере от 4% до 7%), которые были установлены с октября 2023 г. и действовали до декабря 2023 г. включительно, когда Правительство приняло постановление об их отмене. С марта 2024 г. пошлины были восстановлены, однако уже с мая 2024 г. они вновь были отменены, за исключением коксующегося угля. При этом в Правительстве периодически обсуждается идея повышения НДПИ на уголь.
В повышении фискальной нагрузки на угольную отрасль нет серьезного фискального смысла. Например, в 2023 г. общие поступления по НДПИ составили 9881 млрд руб., из них лишь 69 млрд руб. (0,7%) приходилось на НДПИ на уголь. Для сравнения: поступления по НДПИ на нефть по итогам 2023 г. составили 7787 млрд руб., по НДПИ на газ – 1219 млрд руб., а по НДПИ на газовый конденсат – 459 млрд руб.
Не менее красноречивым сравнением является и заложенная в бюджет на 2025 г. отмена надбавки по НДПИ на газ величиной в 50 млрд руб. в месяц (600 млрд руб. в год), которая действовала для «Газпрома» с 2023 г.
Минфин идет на уступки «Газпрому», закончившему 2023 г. с убытками по МСФО, и не может отменить субсидии для НПЗ, объем которых в бюджете на 2025 г. превысит 4 трлн руб. Как следствие, Минфин пытается латать бюджетные дыры за счет увеличения нагрузки по другим видам налогов – налогу на прибыль, базовая ставка которого с 2025 г. будет увеличена с 20% до 25%; НДФЛ, предельная ставка которого с 2025 г. будет повышена до 22%; и утилизационному сбору, который с октября 2024 г. был проиндексирован на 70-85%.
Возвращение цен на уголь к многолетнему уровню диктует необходимость отмены курсовых экспортных пошлин, в том числе на коксующий уголь, поставщики которого несут дополнительные издержки из-за необходимости обогащения сырья перед отправкой на экспорт.
Однако из-за риска исчерпания ликвидной части ФНБ, а также дефицита федерального и региональных бюджетов (НДПИ на уголь – частично региональный налог) Минфин будет сохранять экспортные пошлины на коксующийся уголь и периодически возвращаться к идее повышения НДПИ.
Предсказуемость ж/д тарифов и отмена пошлин на импорт угля в КНР – далеко не единственные условия, необходимые для устойчивости российского угольного экспорта. Важную роль, по мнению аналитиков ТеДо, должна играть и стабильная налоговая нагрузка:
«Прозрачное и долгосрочно предсказуемое фискальное регулирование угольной отрасли, включая как механизмы взимания налогов и сборов, так и общий уровень фискальной нагрузки».
Речь идет о курсовых экспортных пошлинах на уголь (в размере от 4% до 7%), которые были установлены с октября 2023 г. и действовали до декабря 2023 г. включительно, когда Правительство приняло постановление об их отмене. С марта 2024 г. пошлины были восстановлены, однако уже с мая 2024 г. они вновь были отменены, за исключением коксующегося угля. При этом в Правительстве периодически обсуждается идея повышения НДПИ на уголь.
В повышении фискальной нагрузки на угольную отрасль нет серьезного фискального смысла. Например, в 2023 г. общие поступления по НДПИ составили 9881 млрд руб., из них лишь 69 млрд руб. (0,7%) приходилось на НДПИ на уголь. Для сравнения: поступления по НДПИ на нефть по итогам 2023 г. составили 7787 млрд руб., по НДПИ на газ – 1219 млрд руб., а по НДПИ на газовый конденсат – 459 млрд руб.
Не менее красноречивым сравнением является и заложенная в бюджет на 2025 г. отмена надбавки по НДПИ на газ величиной в 50 млрд руб. в месяц (600 млрд руб. в год), которая действовала для «Газпрома» с 2023 г.
Минфин идет на уступки «Газпрому», закончившему 2023 г. с убытками по МСФО, и не может отменить субсидии для НПЗ, объем которых в бюджете на 2025 г. превысит 4 трлн руб. Как следствие, Минфин пытается латать бюджетные дыры за счет увеличения нагрузки по другим видам налогов – налогу на прибыль, базовая ставка которого с 2025 г. будет увеличена с 20% до 25%; НДФЛ, предельная ставка которого с 2025 г. будет повышена до 22%; и утилизационному сбору, который с октября 2024 г. был проиндексирован на 70-85%.
Возвращение цен на уголь к многолетнему уровню диктует необходимость отмены курсовых экспортных пошлин, в том числе на коксующий уголь, поставщики которого несут дополнительные издержки из-за необходимости обогащения сырья перед отправкой на экспорт.
Однако из-за риска исчерпания ликвидной части ФНБ, а также дефицита федерального и региональных бюджетов (НДПИ на уголь – частично региональный налог) Минфин будет сохранять экспортные пошлины на коксующийся уголь и периодически возвращаться к идее повышения НДПИ.
Лента полна «тейков» о том, что комментаторы решения Нобелевского комитета толком не читали работ Аджемоглу, Робинсона и Джонсона. Однако с повсеместным «не читал, но знаю» я сам столкнулся минувшим летом, когда мы с соавтором опубликовали доклад «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года».
Большинство комментариев сводилось к тому, что кондратьевские циклы устарели и неприменимы к современной эпохе. Проблема в том, что этому посвящена самая первая глава текста, где мы подробно разбираем, почему классическая модель кондратьевских циклов не работает на протяжении последнего полувека.
И это был очень простой тест: я читал высокопарные высказывания и понимал, что их авторы тупо не потрудились прочесть даже самую первую главу. Потому что прочесть – сложнее, чем сделать хайп на том, чего ты не знаешь.
Полный текст доклада доступен по ссылке.
Большинство комментариев сводилось к тому, что кондратьевские циклы устарели и неприменимы к современной эпохе. Проблема в том, что этому посвящена самая первая глава текста, где мы подробно разбираем, почему классическая модель кондратьевских циклов не работает на протяжении последнего полувека.
И это был очень простой тест: я читал высокопарные высказывания и понимал, что их авторы тупо не потрудились прочесть даже самую первую главу. Потому что прочесть – сложнее, чем сделать хайп на том, чего ты не знаешь.
Полный текст доклада доступен по ссылке.
MediaFire
Эпоха реформ и потрясений Россия и мир в период до 2040 года Пантин Родионов
MediaFire is a simple to use free service that lets you put all your photos, documents, music, and video in a single place so you can access them anywhere and share them everywhere.
Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 4
В целом, исследование ТеДо представляет собой материал на стыке PR, GR и аналитики. Такой жанр, безусловно, имеет право на существование, однако его конечная цель – подсветить ту или иную проблему отрасли в выгодном для клиента свете, в том числе для формирования общественного мнения и «подачи сигнала» для регулятора.
Проблема в том, что нет более несвободных людей, чем консультанты. Консультанты не могут сказать в публичном поле то, что невыгодно клиенту. В частности, они не могут официально признать, что российская угольная отрасль находится на пороге самого тяжелого за 30 лет кризиса.
Возвращение цен на уголь к многолетней норме; масштабный ввод ВИЭ в странах Восточной и Южной Азии (в том числе в Китае и Индии); резкий рост инвестиций в угледобычу в КНР; распространение низкоуглеродных технологий в металлургии; стремление РЖД диверсифицировать грузопоток на Восточном полигоне – эти и другие факторы будут снижать рентабельность российского угольного экспорта.
Наибольший риск сокращения экспорта и добычи будет характерен для тех производителей энергетического угля, активы которых находятся вдали от экспортных морских портов; чуть лучше будут обстоять дела у производителей коксующегося угля, но и им придется забыть о прибылях 2021-2022 гг., когда мировые цены на коксующийся уголь достигли исторических максимумов.
Широко обсуждаемый разворот на Восток получит реальное воплощение, однако речь идет не только о географии экспорта, но, в первую очередь, о географии добычи: в угольной отрасли выживут те компании, активы которых находятся в сравнительной близости от морских портов Дальнего Востока. Всем остальным придется, рано или поздно, сворачивать добычу и сокращать персонал.
Поэтому лучшее, что можно сделать в этой ситуации, – продать активы, пока они еще стоят хоть каких-то денег. Потому что лучше продать в середине 2020-х за 3 рубля, чем в начале 2030-х – за 3 копейки. Чтобы признать это, нужен институт независимой экспертизы, которого в России сегодня нет. Есть консультанты, которые говорят то, что хотят слышать клиенты. Есть регуляторы, которые закладывают в проект Энергостратегии «хотелки» руководителей угледобывающих регионов. Но нет серьезной – на уровне институций – экспертизы, которая бы предупреждала отрасль об угрозах, которые нельзя перекрыть никакой господдержкой.
Глобальные тренды сильнее любого, даже самого сильного регулятора. Российским угольщикам в ближайшие годы предстоит прочувствовать это на себе.
Часть 1
Часть 2
Часть 3
В целом, исследование ТеДо представляет собой материал на стыке PR, GR и аналитики. Такой жанр, безусловно, имеет право на существование, однако его конечная цель – подсветить ту или иную проблему отрасли в выгодном для клиента свете, в том числе для формирования общественного мнения и «подачи сигнала» для регулятора.
Проблема в том, что нет более несвободных людей, чем консультанты. Консультанты не могут сказать в публичном поле то, что невыгодно клиенту. В частности, они не могут официально признать, что российская угольная отрасль находится на пороге самого тяжелого за 30 лет кризиса.
Возвращение цен на уголь к многолетней норме; масштабный ввод ВИЭ в странах Восточной и Южной Азии (в том числе в Китае и Индии); резкий рост инвестиций в угледобычу в КНР; распространение низкоуглеродных технологий в металлургии; стремление РЖД диверсифицировать грузопоток на Восточном полигоне – эти и другие факторы будут снижать рентабельность российского угольного экспорта.
Наибольший риск сокращения экспорта и добычи будет характерен для тех производителей энергетического угля, активы которых находятся вдали от экспортных морских портов; чуть лучше будут обстоять дела у производителей коксующегося угля, но и им придется забыть о прибылях 2021-2022 гг., когда мировые цены на коксующийся уголь достигли исторических максимумов.
Широко обсуждаемый разворот на Восток получит реальное воплощение, однако речь идет не только о географии экспорта, но, в первую очередь, о географии добычи: в угольной отрасли выживут те компании, активы которых находятся в сравнительной близости от морских портов Дальнего Востока. Всем остальным придется, рано или поздно, сворачивать добычу и сокращать персонал.
Поэтому лучшее, что можно сделать в этой ситуации, – продать активы, пока они еще стоят хоть каких-то денег. Потому что лучше продать в середине 2020-х за 3 рубля, чем в начале 2030-х – за 3 копейки. Чтобы признать это, нужен институт независимой экспертизы, которого в России сегодня нет. Есть консультанты, которые говорят то, что хотят слышать клиенты. Есть регуляторы, которые закладывают в проект Энергостратегии «хотелки» руководителей угледобывающих регионов. Но нет серьезной – на уровне институций – экспертизы, которая бы предупреждала отрасль об угрозах, которые нельзя перекрыть никакой господдержкой.
Глобальные тренды сильнее любого, даже самого сильного регулятора. Российским угольщикам в ближайшие годы предстоит прочувствовать это на себе.
Часть 1
Часть 2
Часть 3
Telegram
Родионов
Что не так с исследованием ТеДо по рынку угля? Часть 1
«Технологии доверия» (ТеДо; экс-PwC) накануне РЭН-2024 опубликовали доклад «Топливо времени: перспективы экспорта российского угля». Среди прочего, в нем перечислены условия, которые бы обеспечили устойчивость…
«Технологии доверия» (ТеДо; экс-PwC) накануне РЭН-2024 опубликовали доклад «Топливо времени: перспективы экспорта российского угля». Среди прочего, в нем перечислены условия, которые бы обеспечили устойчивость…