Заградительные пошлины ускорят мировой энергопереход
✔️Министерство торговли США рекомендовало установить запретительные пошлины на импорт солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи.
▪️Окончательное утверждение зависит от Комиссии по международной торговле, но сомнений в ее решении практически нет: ограничения на импорт PV-панелей из этих стран вводила еще администрация Байдена. Однако если в конце 2024 г. предельная ставка пошлин была установлена на отметке в 271,2%, то теперь она может быть повышена до 3521%.
✔️По данным портала Trade Map, который является «зеркалом» национальной таможенной статистики, общая стоимость импорта солнечных панелей в США в 2023 г. составила $19,3 млрд, из них 76% ($14,6 млрд) приходились на поставки из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи. В 2024 г. эта доля достигла 79% ($12,1 млрд из $15,2 млрд).
▪️Для сравнения: в 2023 г. на долю США приходилось 88% общей стоимости экспорта солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи (см. график). Поэтому введение пошлин станет серьезным ударом для экспортеров оборудования из этих стран.
▪️Однако потери понесут и американские генерирующие компании, которые могли экономить издержки за счет дешевого импорта. По данным EIA и Управления международной торговли США, в 2023 г. объем поставок солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи в США – в эквиваленте импортируемой мощности – составил 36,4 ГВт, тогда как прирост мощности солнечной энергетики в США достиг тогда 27,1 ГВт, включая крупные электростанции и надомные панели (разница в 9,3 ГВт, по всей видимости, ушла «на склад» для дальнейшего использования).
✔️Поэтому темпы ввода солнечных панелей в США в ближайшие год-два могут несколько замедлиться, однако в среднесрочной перспективе торговые ограничения ускорят глобальный энергопереход.
▪️Производители из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи будут компенсировать потерю американского рынка за счет экспансии на рынки развивающихся стран, в том числе Индии, где национальные регуляторы планируют к 2030 г. довести установленную мощность ВИЭ до 500 ГВт (против 204 ГВт в 2024 г., согласно данным IRENA).
✔️Американские производители оборудования получат дополнительные возможности для коммерциализации разработок на внутреннем рынке. Солнечная энергетика – самый быстрорастущий сегмент ВИЭ, который предъявляет спрос на новации в производстве и хранении энергии.
▪️Заградительные пошлины могут создать тепличные условия для апробации новых решений, которые затем получат глобальное распространение, тем более что именно в США были созданы основные технологии Второй и Третьей промышленных революций.
✔️Министерство торговли США рекомендовало установить запретительные пошлины на импорт солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи.
▪️Окончательное утверждение зависит от Комиссии по международной торговле, но сомнений в ее решении практически нет: ограничения на импорт PV-панелей из этих стран вводила еще администрация Байдена. Однако если в конце 2024 г. предельная ставка пошлин была установлена на отметке в 271,2%, то теперь она может быть повышена до 3521%.
✔️По данным портала Trade Map, который является «зеркалом» национальной таможенной статистики, общая стоимость импорта солнечных панелей в США в 2023 г. составила $19,3 млрд, из них 76% ($14,6 млрд) приходились на поставки из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи. В 2024 г. эта доля достигла 79% ($12,1 млрд из $15,2 млрд).
▪️Для сравнения: в 2023 г. на долю США приходилось 88% общей стоимости экспорта солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи (см. график). Поэтому введение пошлин станет серьезным ударом для экспортеров оборудования из этих стран.
▪️Однако потери понесут и американские генерирующие компании, которые могли экономить издержки за счет дешевого импорта. По данным EIA и Управления международной торговли США, в 2023 г. объем поставок солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи в США – в эквиваленте импортируемой мощности – составил 36,4 ГВт, тогда как прирост мощности солнечной энергетики в США достиг тогда 27,1 ГВт, включая крупные электростанции и надомные панели (разница в 9,3 ГВт, по всей видимости, ушла «на склад» для дальнейшего использования).
✔️Поэтому темпы ввода солнечных панелей в США в ближайшие год-два могут несколько замедлиться, однако в среднесрочной перспективе торговые ограничения ускорят глобальный энергопереход.
▪️Производители из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи будут компенсировать потерю американского рынка за счет экспансии на рынки развивающихся стран, в том числе Индии, где национальные регуляторы планируют к 2030 г. довести установленную мощность ВИЭ до 500 ГВт (против 204 ГВт в 2024 г., согласно данным IRENA).
✔️Американские производители оборудования получат дополнительные возможности для коммерциализации разработок на внутреннем рынке. Солнечная энергетика – самый быстрорастущий сегмент ВИЭ, который предъявляет спрос на новации в производстве и хранении энергии.
▪️Заградительные пошлины могут создать тепличные условия для апробации новых решений, которые затем получат глобальное распространение, тем более что именно в США были созданы основные технологии Второй и Третьей промышленных революций.
На топливном рынке – «субсидируемый» статус-кво
✔️ Высокий инфляционный фон помогает нефтяникам «держать лицо»: по данным Росстата, к 21 апреля 2025 г. накопленный прирост розничных цен на автомобильный бензин составил 2,2%, а на дизельное топливо – 1,4%, тогда как инфляция достигла 3,1%.
Стабилизация цен связана с:
▪️ Ростом предложения топлива: в марте 2025 г. производство кокса и нефтепродуктов увеличилось на 1,8% в сравнении с мартом 2024 г. и на 11,2% – в сравнении с февралем 2025 г. (Росстат не приводит абсолютных величин и разбивку по видам топлива);
▪️ Крупными субсидиям для НПЗ: по данным Минфина, в первом квартале 2025 г. выплаты по демпферу, обратному акцизу и инвестнадбавке достигли 893 млрд руб., немного превысив уровень первого квартала 2024 г. (863 млрд руб.).
✔️ Выплаты по демпферу привязаны к динамике цен на бирже, и здесь нефтяники также не выходят за рамки «допустимого». По данным СПбМТСБ, цена бензина АИ-92 по итогам торгов 23 апреля 2025 г. составила 53565 руб. за тонну, а летнего дизельного топлива – 61214 руб. за тонну.
▪️ Для сравнения: в 2025 г. выплаты по демпферу могут приостанавливаться в том случае, если среднемесячная биржевая цена бензина АИ-92 превышает отметку в 66495 руб. за тонну, а цена дизеля – 68640 руб. ха тонну.
✔️ В целом, ситуация на топливном рынке отражает статус-кво, при котором нефтяники получают субсидии за сдерживание оптовых цен, а регуляторы оставляют за собой право на ввод экспортных запретов в случае опережающего роста цен в рознице.
▪️ Сохранение этой модели зависит от того, насколько жестким будет пересмотр бюджетных приоритетов в 2026 г. При сохранении текущего объема субсидий нефтяники в 2025 г. получат по демпферу, обратному акцизу и инвестнадбавке в общей сложности 3,6 трлн руб., что эквивалентно 9% расходов федерального бюджета (41,5 трлн руб. в 2025 г.). Если Минфин пойдет на сокращение субсидий, то нефтяники будут компенсировать потери за счет повышения цен.
✔️ Выход – в резком повышении нормативов биржевых продах, которое позволит сдерживать рост цен на бирже без использования субсидий и при этом усилит конкуренцию в рознице.
✔️ Высокий инфляционный фон помогает нефтяникам «держать лицо»: по данным Росстата, к 21 апреля 2025 г. накопленный прирост розничных цен на автомобильный бензин составил 2,2%, а на дизельное топливо – 1,4%, тогда как инфляция достигла 3,1%.
Стабилизация цен связана с:
▪️ Ростом предложения топлива: в марте 2025 г. производство кокса и нефтепродуктов увеличилось на 1,8% в сравнении с мартом 2024 г. и на 11,2% – в сравнении с февралем 2025 г. (Росстат не приводит абсолютных величин и разбивку по видам топлива);
▪️ Крупными субсидиям для НПЗ: по данным Минфина, в первом квартале 2025 г. выплаты по демпферу, обратному акцизу и инвестнадбавке достигли 893 млрд руб., немного превысив уровень первого квартала 2024 г. (863 млрд руб.).
✔️ Выплаты по демпферу привязаны к динамике цен на бирже, и здесь нефтяники также не выходят за рамки «допустимого». По данным СПбМТСБ, цена бензина АИ-92 по итогам торгов 23 апреля 2025 г. составила 53565 руб. за тонну, а летнего дизельного топлива – 61214 руб. за тонну.
▪️ Для сравнения: в 2025 г. выплаты по демпферу могут приостанавливаться в том случае, если среднемесячная биржевая цена бензина АИ-92 превышает отметку в 66495 руб. за тонну, а цена дизеля – 68640 руб. ха тонну.
✔️ В целом, ситуация на топливном рынке отражает статус-кво, при котором нефтяники получают субсидии за сдерживание оптовых цен, а регуляторы оставляют за собой право на ввод экспортных запретов в случае опережающего роста цен в рознице.
▪️ Сохранение этой модели зависит от того, насколько жестким будет пересмотр бюджетных приоритетов в 2026 г. При сохранении текущего объема субсидий нефтяники в 2025 г. получат по демпферу, обратному акцизу и инвестнадбавке в общей сложности 3,6 трлн руб., что эквивалентно 9% расходов федерального бюджета (41,5 трлн руб. в 2025 г.). Если Минфин пойдет на сокращение субсидий, то нефтяники будут компенсировать потери за счет повышения цен.
✔️ Выход – в резком повышении нормативов биржевых продах, которое позволит сдерживать рост цен на бирже без использования субсидий и при этом усилит конкуренцию в рознице.
Конкуренция и еще раз конкуренция: как раскрыть потенциал ветроэнергетики в России?
✔️ Предельная мощность коммерчески используемых морских ветроустановок увеличилась с 5 МВт в 2010 г. до 26 МВт в 2024 г., а наземных – с 5 МВт до 15 МВт (в мире в целом). Такие данные приводит Глобальный совет по ветроэнергетике (GWEC) в последнем выпуске Global Wind Report.
▪️Рост мощности достигается, в том числе, за счет использования лопастей большого диаметра. Предельный диаметр лопастей наземных ветроустановок увеличился со 126 метров в 2010 г. до 270 метров в 2024 г., в случае же морских он и вовсе достиг 310 метров.
✔️Эффект масштаба обеспечил снижение удельной стоимости ветровой энергии: по оценке Международного агентства по ВИЭ (IRENA), средние капзатраты на ввод наземных ветроустановок снизились почти вдвое в период с 2010 по 2023 гг. (с $2272 до $1160 на кВт в постоянных ценах), а нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) на протяжении всего срока эксплуатации – более чем втрое (с $0,111 до $0,033 на кВт*ч).
▪️Более дорогостоящей остается морская ветроэнергетика: по оценке IRENA, удельные капзатраты на ввод прибрежных ветроустановок в 2023 г. были в два с лишним раза выше, чем у наземных ($2800 против $1160 на кВт); разница в нормированной стоимости электроэнергии также была более чем двукратной ($0,075 против $0,033 на кВт*ч). Это во многом объясняет, почему к концу 2024 г. на долю морских ВЭС приходилось лишь 7% глобальной мощности ветроэлектростанций (79 ГВт из 1133 ГВт – оценка IRENA).
✔️Однако, в целом, доступность ветроэнергетических технологий существенно выросла за полтора десятилетия: если в 2010 г. по всему миру было введено в строй 39,1 ГВт мощности ВЭС, то в 2024 г. – 117 ГВт (оценка GWEC). Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 267,1 ГВт.
Что это означает для России?
✔️Удешевление технологий создает новые возможности для развития ветроэнергетики в России, где на долю ВЭС к концу 2024 г. приходился лишь 1% установленной мощности всех электростанций, включая изолированные энергосистемы (2,6 ГВт). Преимущества ВЭС – короткий инвестиционный цикл и нулевые расходы на закупку топлива – особенно актуальны для энергодефицитных регионов, где в короткие сроки необходимо обеспечить ввод новых мощностей.
▪️К числу таких регионов относится Дальний Восток, где регуляторы планируют провести конкурс на строительство 600 МВт ВЭС до 2027 г., и Юг России, столкнувшийся в 2024 г. с блэкаутами из-за дефицита мощности. Строго говоря, оба региона уже присутствуют на ветроэнергетической карте России: Ставропольский край, Астраханская и Ростовская области входят в тройку регионов-лидеров по установленной мощности ВЭС; а Амурская область должна была стать регионом строительства крупнейшей в России ВЭС на 1 ГВт (проект был приостановлен в конце 2024 г.).
✔️Однако «цимес» – не во вводе мощности как таковом, а в доступности электроэнергии для потребителя, которую можно обеспечить только за счет конкуренции. Речь идет как о конкуренции поставщиков оборудования, обеспечивающей минимизацию капзатрат; так и конкуренции генерирующих компаний, предлагающих наиболее выгодные условия на отборах проектов строительства электростанций.
▪️В российской энергетике эти два условия зачастую не соблюдаются. Самый простой пример – проекты строительства теплоэлектростанций, которые будут реализовываться в ОЭС Юга без конкурса и при безальтернативном использовании российского оборудования. Де-факто, это означает, что генерирующие компании будут диктовать регуляторам цену.
✔️Это еще одна иллюстрация того, почему нельзя обеспечить дешевую электроэнергию в экономике, токсичной для зарубежных инвесторов и поставщиков.
✔️ Предельная мощность коммерчески используемых морских ветроустановок увеличилась с 5 МВт в 2010 г. до 26 МВт в 2024 г., а наземных – с 5 МВт до 15 МВт (в мире в целом). Такие данные приводит Глобальный совет по ветроэнергетике (GWEC) в последнем выпуске Global Wind Report.
▪️Рост мощности достигается, в том числе, за счет использования лопастей большого диаметра. Предельный диаметр лопастей наземных ветроустановок увеличился со 126 метров в 2010 г. до 270 метров в 2024 г., в случае же морских он и вовсе достиг 310 метров.
✔️Эффект масштаба обеспечил снижение удельной стоимости ветровой энергии: по оценке Международного агентства по ВИЭ (IRENA), средние капзатраты на ввод наземных ветроустановок снизились почти вдвое в период с 2010 по 2023 гг. (с $2272 до $1160 на кВт в постоянных ценах), а нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) на протяжении всего срока эксплуатации – более чем втрое (с $0,111 до $0,033 на кВт*ч).
▪️Более дорогостоящей остается морская ветроэнергетика: по оценке IRENA, удельные капзатраты на ввод прибрежных ветроустановок в 2023 г. были в два с лишним раза выше, чем у наземных ($2800 против $1160 на кВт); разница в нормированной стоимости электроэнергии также была более чем двукратной ($0,075 против $0,033 на кВт*ч). Это во многом объясняет, почему к концу 2024 г. на долю морских ВЭС приходилось лишь 7% глобальной мощности ветроэлектростанций (79 ГВт из 1133 ГВт – оценка IRENA).
✔️Однако, в целом, доступность ветроэнергетических технологий существенно выросла за полтора десятилетия: если в 2010 г. по всему миру было введено в строй 39,1 ГВт мощности ВЭС, то в 2024 г. – 117 ГВт (оценка GWEC). Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 267,1 ГВт.
Что это означает для России?
✔️Удешевление технологий создает новые возможности для развития ветроэнергетики в России, где на долю ВЭС к концу 2024 г. приходился лишь 1% установленной мощности всех электростанций, включая изолированные энергосистемы (2,6 ГВт). Преимущества ВЭС – короткий инвестиционный цикл и нулевые расходы на закупку топлива – особенно актуальны для энергодефицитных регионов, где в короткие сроки необходимо обеспечить ввод новых мощностей.
▪️К числу таких регионов относится Дальний Восток, где регуляторы планируют провести конкурс на строительство 600 МВт ВЭС до 2027 г., и Юг России, столкнувшийся в 2024 г. с блэкаутами из-за дефицита мощности. Строго говоря, оба региона уже присутствуют на ветроэнергетической карте России: Ставропольский край, Астраханская и Ростовская области входят в тройку регионов-лидеров по установленной мощности ВЭС; а Амурская область должна была стать регионом строительства крупнейшей в России ВЭС на 1 ГВт (проект был приостановлен в конце 2024 г.).
✔️Однако «цимес» – не во вводе мощности как таковом, а в доступности электроэнергии для потребителя, которую можно обеспечить только за счет конкуренции. Речь идет как о конкуренции поставщиков оборудования, обеспечивающей минимизацию капзатрат; так и конкуренции генерирующих компаний, предлагающих наиболее выгодные условия на отборах проектов строительства электростанций.
▪️В российской энергетике эти два условия зачастую не соблюдаются. Самый простой пример – проекты строительства теплоэлектростанций, которые будут реализовываться в ОЭС Юга без конкурса и при безальтернативном использовании российского оборудования. Де-факто, это означает, что генерирующие компании будут диктовать регуляторам цену.
✔️Это еще одна иллюстрация того, почему нельзя обеспечить дешевую электроэнергию в экономике, токсичной для зарубежных инвесторов и поставщиков.
Forwarded from Деньги и песец
О влиянии торговых войн на развитие солнечной энергетики – в спецвыпуске дайджеста Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Министерство торговли США рекомендовало установить запретительные пошлины на импорт солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи.
▪️Окончательное утверждение зависит от Комиссии по международной торговле, но сомнений в ее решении практически нет: ограничения на импорт PV-панелей из этих стран вводила еще администрация Байдена. Однако если в конце 2024 г. предельная ставка пошлин была установлена на отметке в 271,2%, то теперь она может быть повышена до 3521%.
✔️По данным портала Trade Map, который является «зеркалом» национальной таможенной статистики, общая стоимость импорта солнечных панелей в США в 2023 г. составила $19,3 млрд, из них 76% ($14,6 млрд) приходились на поставки из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи. В 2024 г. эта доля достигла 79% ($12,1 млрд из $15,2 млрд).
▪️Для сравнения: в 2023 г. на долю США приходилось 88% общей стоимости экспорта солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи (см. график). Поэтому введение пошлин станет серьезным ударом для экспортеров оборудования из этих стран.
▪️Однако потери понесут и американские генерирующие компании, которые могли экономить издержки за счет дешевого импорта. По данным EIA и Управления международной торговли США, в 2023 г. объем поставок солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи в США – в эквиваленте импортируемой мощности – составил 36,4 ГВт, тогда как прирост мощности солнечной энергетики в США достиг тогда 27,1 ГВт, включая крупные электростанции и надомные панели (разница в 9,3 ГВт, по всей видимости, ушла «на склад» для дальнейшего использования).
✔️Поэтому темпы ввода солнечных панелей в США в ближайшие год-два могут несколько замедлиться, однако в среднесрочной перспективе торговые ограничения ускорят глобальный энергопереход.
▪️Производители из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи будут компенсировать потерю американского рынка за счет экспансии на рынки развивающихся стран, в том числе Индии, где национальные регуляторы планируют к 2030 г. довести установленную мощность ВИЭ до 500 ГВт (против 204 ГВт в 2024 г., согласно данным IRENA).
✔️Американские производители оборудования получат дополнительные возможности для коммерциализации разработок на внутреннем рынке. Солнечная энергетика – самый быстрорастущий сегмент ВИЭ, который предъявляет спрос на новации в производстве и хранении энергии.
▪️Заградительные пошлины могут создать тепличные условия для апробации новых решений, которые затем получат глобальное распространение, тем более что именно в США были созданы основные технологии Второй и Третьей промышленных революций.
Выпуск от 26 апреля 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
✔️Министерство торговли США рекомендовало установить запретительные пошлины на импорт солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи.
▪️Окончательное утверждение зависит от Комиссии по международной торговле, но сомнений в ее решении практически нет: ограничения на импорт PV-панелей из этих стран вводила еще администрация Байдена. Однако если в конце 2024 г. предельная ставка пошлин была установлена на отметке в 271,2%, то теперь она может быть повышена до 3521%.
✔️По данным портала Trade Map, который является «зеркалом» национальной таможенной статистики, общая стоимость импорта солнечных панелей в США в 2023 г. составила $19,3 млрд, из них 76% ($14,6 млрд) приходились на поставки из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи. В 2024 г. эта доля достигла 79% ($12,1 млрд из $15,2 млрд).
▪️Для сравнения: в 2023 г. на долю США приходилось 88% общей стоимости экспорта солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи (см. график). Поэтому введение пошлин станет серьезным ударом для экспортеров оборудования из этих стран.
▪️Однако потери понесут и американские генерирующие компании, которые могли экономить издержки за счет дешевого импорта. По данным EIA и Управления международной торговли США, в 2023 г. объем поставок солнечных панелей из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи в США – в эквиваленте импортируемой мощности – составил 36,4 ГВт, тогда как прирост мощности солнечной энергетики в США достиг тогда 27,1 ГВт, включая крупные электростанции и надомные панели (разница в 9,3 ГВт, по всей видимости, ушла «на склад» для дальнейшего использования).
✔️Поэтому темпы ввода солнечных панелей в США в ближайшие год-два могут несколько замедлиться, однако в среднесрочной перспективе торговые ограничения ускорят глобальный энергопереход.
▪️Производители из Вьетнама, Таиланда, Малайзии и Камбоджи будут компенсировать потерю американского рынка за счет экспансии на рынки развивающихся стран, в том числе Индии, где национальные регуляторы планируют к 2030 г. довести установленную мощность ВИЭ до 500 ГВт (против 204 ГВт в 2024 г., согласно данным IRENA).
✔️Американские производители оборудования получат дополнительные возможности для коммерциализации разработок на внутреннем рынке. Солнечная энергетика – самый быстрорастущий сегмент ВИЭ, который предъявляет спрос на новации в производстве и хранении энергии.
▪️Заградительные пошлины могут создать тепличные условия для апробации новых решений, которые затем получат глобальное распространение, тем более что именно в США были созданы основные технологии Второй и Третьей промышленных революций.
Выпуск от 26 апреля 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
1Q 2025 VS 1Q 2021: расходы федерального бюджета выросли вдвое
✔️ Расходы федерального бюджета по итогам I квартала 2025 г. достигли 11,2 трлн руб. По данным Минфина, это на 24% выше, чем в I квартале 2024 г. (9 трлн руб.), и более чем вдвое, чем в I квартале 2021 г. (5 трлн руб.).
▪️ На первый квартал, как правило, приходится авансирование ряда отраслей обрабатывающей промышленности, бюджетная поддержка которых резко выросла после 2022 г. Поэтому статистика первого квартала отражает воздействие субсидий на общую динамику бюджетных расходов.
✔️ Госзаказ остается драйвером промышленного производства: в I квартале 2025 г. прирост выпуска в обрабатывающих отраслях достиг 4,7% (год к году), тогда как общий прирост промышленного производства составил 1,1%.
▪️ Снижение бюджетных расходов приведет к рецессии, но снизит давление на цены, в том числе из-за изменений на рынке труда, где «гражданским» отраслям в последние годы было тяжело конкурировать за найм сотрудников с отраслями госзаказа.
▪️ Сокращение занятости в отраслях госзаказа дополнительно «остудит» гонку зарплат, которая уже стала сходить «на нет» из-за торможения экономики.
✔️ Расходы федерального бюджета по итогам I квартала 2025 г. достигли 11,2 трлн руб. По данным Минфина, это на 24% выше, чем в I квартале 2024 г. (9 трлн руб.), и более чем вдвое, чем в I квартале 2021 г. (5 трлн руб.).
▪️ На первый квартал, как правило, приходится авансирование ряда отраслей обрабатывающей промышленности, бюджетная поддержка которых резко выросла после 2022 г. Поэтому статистика первого квартала отражает воздействие субсидий на общую динамику бюджетных расходов.
✔️ Госзаказ остается драйвером промышленного производства: в I квартале 2025 г. прирост выпуска в обрабатывающих отраслях достиг 4,7% (год к году), тогда как общий прирост промышленного производства составил 1,1%.
▪️ Снижение бюджетных расходов приведет к рецессии, но снизит давление на цены, в том числе из-за изменений на рынке труда, где «гражданским» отраслям в последние годы было тяжело конкурировать за найм сотрудников с отраслями госзаказа.
▪️ Сокращение занятости в отраслях госзаказа дополнительно «остудит» гонку зарплат, которая уже стала сходить «на нет» из-за торможения экономики.
Кризис в угольной отрасли привел к потерям региональных бюджетов
✔️Российская угольная отрасль остается «в минусе»: сальдированный убыток угледобывающих предприятий достиг 19,9 млрд руб. по итогам первых двух месяцев 2025 г. По данным Росстата, доля прибыльных организаций составила лишь 42,4%, тогда как доля убыточных – 57,6%.
✔️Статистика угледобычи выглядит чуть более обнадеживающей: по итогам I квартала 2025 г. общая добыча угля выросла на 3% (год к году), до 111 млн тонн.
▪️Одной из причин стал рост добычи лигнита (на 5,7%, до 26 млн тонн) – самого дешевого вида угля, который используется в частном секторе и ЖКХ;
▪️Добыча антрацита, наиболее ценного вида угля для электроэнергетики, выросла лишь на 0,2% (до 5,9 млн тонн), а каменного энергетического угля – на 8,6% (до 53,4 млн тонн);
▪️Добыча коксующегося угля, использующегося в металлургии и, как правило, отличающегося наиболее высокой стоимостью, снизилась на 8,4% (до 26 млн тонн).
✔️Несмотря на некоторый «отскок» добычи, проблемой для угольщиков остается падение цен. По итогам I квартала 2025 г. средняя цена на энергоуголь в австралийском Ньюкасле, крупнейшем хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), упала на 13% (год к году), достигнув $110 за тонну – самой низкой квартальной отметки с начала энергокризиса.
✔️Падение цен привело к потерям бюджетов регионов, в том числе тех, где добыча угля является не единственной крупной сырьевой отраслью.
▪️По данным Федерального казначейства, поступления по налогу на прибыль в Кузбассе снизились на 18% (до 16,7 млрд руб.) по итогам первых двух месяцев 2025 г.; в Хакасии поступления снизились на 4% (до 2,5 млрд руб.), в Якутии – на 16% (до 14,6 млрд руб.), в Иркутской области – на 26% (до 19 млрд руб.), а в Красноярском крае – на 28% (до 25,7 млрд руб.).
▪️Исключением является Забайкальский край, где сборы по налогу на прибыль выросли на 53% (до 9,5 млрд руб.), в том числе из-за увеличения погрузки угля на экспорт. Это подтверждает, что выйти из кризиса с наименьшими потерями смогут те угледобывающие регионы, которые находятся в сравнительной близости от экспортных рынков.
✔️Российская угольная отрасль остается «в минусе»: сальдированный убыток угледобывающих предприятий достиг 19,9 млрд руб. по итогам первых двух месяцев 2025 г. По данным Росстата, доля прибыльных организаций составила лишь 42,4%, тогда как доля убыточных – 57,6%.
✔️Статистика угледобычи выглядит чуть более обнадеживающей: по итогам I квартала 2025 г. общая добыча угля выросла на 3% (год к году), до 111 млн тонн.
▪️Одной из причин стал рост добычи лигнита (на 5,7%, до 26 млн тонн) – самого дешевого вида угля, который используется в частном секторе и ЖКХ;
▪️Добыча антрацита, наиболее ценного вида угля для электроэнергетики, выросла лишь на 0,2% (до 5,9 млн тонн), а каменного энергетического угля – на 8,6% (до 53,4 млн тонн);
▪️Добыча коксующегося угля, использующегося в металлургии и, как правило, отличающегося наиболее высокой стоимостью, снизилась на 8,4% (до 26 млн тонн).
✔️Несмотря на некоторый «отскок» добычи, проблемой для угольщиков остается падение цен. По итогам I квартала 2025 г. средняя цена на энергоуголь в австралийском Ньюкасле, крупнейшем хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), упала на 13% (год к году), достигнув $110 за тонну – самой низкой квартальной отметки с начала энергокризиса.
✔️Падение цен привело к потерям бюджетов регионов, в том числе тех, где добыча угля является не единственной крупной сырьевой отраслью.
▪️По данным Федерального казначейства, поступления по налогу на прибыль в Кузбассе снизились на 18% (до 16,7 млрд руб.) по итогам первых двух месяцев 2025 г.; в Хакасии поступления снизились на 4% (до 2,5 млрд руб.), в Якутии – на 16% (до 14,6 млрд руб.), в Иркутской области – на 26% (до 19 млрд руб.), а в Красноярском крае – на 28% (до 25,7 млрд руб.).
▪️Исключением является Забайкальский край, где сборы по налогу на прибыль выросли на 53% (до 9,5 млрд руб.), в том числе из-за увеличения погрузки угля на экспорт. Это подтверждает, что выйти из кризиса с наименьшими потерями смогут те угледобывающие регионы, которые находятся в сравнительной близости от экспортных рынков.
Переход на ВИЭ мог осложнить ликвидацию блэкаута в Южной Европе
✔️ Причины блэкаута в Южной Европе наверняка станут предметом детального расследования, однако уже сегодня можно назвать фактор, который мог затруднить ликвидацию последствий сбоев в энергосистеме. Речь идет о масштабном вводе ВИЭ, который уменьшил зависимость от импорта ископаемого топлива, но осложнил управление энергосистемой.
▪️ Установленная мощность ВИЭ – в том числе солнечных и ветроэлектростанций – в Испании выросла с 42 ГВт в 2010 г. до 88 ГВт в 2024 гг., а доля ВИЭ в структуре электрогенерации – с 33% до 57% соответственно.
▪️В Португалии мощность ВИЭ за тот же период увеличилась с 10 ГВт до 21 ГВт, а доля ВИЭ в выработке электроэнергии – с 53% до 85% (данные IRENA и Ember).
✔️ Масштабный ввод ВИЭ, как правило, требует модернизации сетевой инфраструктуры, однако ее темпы в ряде случаев отстают от прироста генерирующих мощностей. Один из примеров – Великобритания, где только в прошлом году регуляторы потратили более 1 млрд фунтов стерлингов ($1,3 млрд) на выплаты операторам ветроэлектростанций (ВЭС) за вынужденный простой. Операторы ВЭС время от времени получают указание прекратить выработку электроэнергии из-за дефицита пропускной способности электросети.
▪️ Согласно последней оценке МЭА, страны Европы – включая Турцию – увеличили инвестиции в развитие сетей на 45% в период с 2015 по 2023 гг. (с $55 до $80 млрд в год в ценах 2023 года). Однако этого могло быть недостаточно в условиях, когда вложения в строительство ВИЭ выросли более чем на 65% (с $82 млрд до $137 млрд в год).
✔️ Отдельной проблемой является управление надежностью энергосистемы при переходе на ВИЭ: риск заключается не только в дефиците электроэнергии при пасмурной или маловетреной погоде, но и в избытке электроэнергии в часы низкого спроса (например, при сильном ночном ветре). Выходом является использование накопителей, однако страны ЕС отстают от США и Китая по темпам их внедрения: если в США к концу 2023 г. насчитывалось 15,8 ГВт мощности накопителей, а в КНР – 27,1 ГВт, то в ЕС – лишь 3,4 ГВт (данные Energy Institute).
▪️ Необходимость балансировать использование ВИЭ привела к росту интереса ряда стран к строительству гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), которые могут использовать избытки электроэнергии из общей сети для перекачки воды из нижнего в верхний резервуар для дальнейшего водосброса в часы роста нагрузки на сеть. Однако в ЕС мощность ГАЭС по итогам 2024 г. была почти такой же, что и в 2015 г. (23 ГВт), в том числе из-за громоздкости ГАЭС, осложняющей согласование новых проектов.
✔️ Наконец, само управление энергосистемой с высокой долей ВИЭ – гораздо более сложная задача, чем балансирование сети с крупными теплоэлектростанциями. Отличия – почти такие же, как и в случае с ценовой стабильностью при переходе от плановой к рыночной экономике. В этой задаче – много неизвестных, работать с которыми регуляторам приходится буквально «на ходу».
✔️ Причины блэкаута в Южной Европе наверняка станут предметом детального расследования, однако уже сегодня можно назвать фактор, который мог затруднить ликвидацию последствий сбоев в энергосистеме. Речь идет о масштабном вводе ВИЭ, который уменьшил зависимость от импорта ископаемого топлива, но осложнил управление энергосистемой.
▪️ Установленная мощность ВИЭ – в том числе солнечных и ветроэлектростанций – в Испании выросла с 42 ГВт в 2010 г. до 88 ГВт в 2024 гг., а доля ВИЭ в структуре электрогенерации – с 33% до 57% соответственно.
▪️В Португалии мощность ВИЭ за тот же период увеличилась с 10 ГВт до 21 ГВт, а доля ВИЭ в выработке электроэнергии – с 53% до 85% (данные IRENA и Ember).
✔️ Масштабный ввод ВИЭ, как правило, требует модернизации сетевой инфраструктуры, однако ее темпы в ряде случаев отстают от прироста генерирующих мощностей. Один из примеров – Великобритания, где только в прошлом году регуляторы потратили более 1 млрд фунтов стерлингов ($1,3 млрд) на выплаты операторам ветроэлектростанций (ВЭС) за вынужденный простой. Операторы ВЭС время от времени получают указание прекратить выработку электроэнергии из-за дефицита пропускной способности электросети.
▪️ Согласно последней оценке МЭА, страны Европы – включая Турцию – увеличили инвестиции в развитие сетей на 45% в период с 2015 по 2023 гг. (с $55 до $80 млрд в год в ценах 2023 года). Однако этого могло быть недостаточно в условиях, когда вложения в строительство ВИЭ выросли более чем на 65% (с $82 млрд до $137 млрд в год).
✔️ Отдельной проблемой является управление надежностью энергосистемы при переходе на ВИЭ: риск заключается не только в дефиците электроэнергии при пасмурной или маловетреной погоде, но и в избытке электроэнергии в часы низкого спроса (например, при сильном ночном ветре). Выходом является использование накопителей, однако страны ЕС отстают от США и Китая по темпам их внедрения: если в США к концу 2023 г. насчитывалось 15,8 ГВт мощности накопителей, а в КНР – 27,1 ГВт, то в ЕС – лишь 3,4 ГВт (данные Energy Institute).
▪️ Необходимость балансировать использование ВИЭ привела к росту интереса ряда стран к строительству гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), которые могут использовать избытки электроэнергии из общей сети для перекачки воды из нижнего в верхний резервуар для дальнейшего водосброса в часы роста нагрузки на сеть. Однако в ЕС мощность ГАЭС по итогам 2024 г. была почти такой же, что и в 2015 г. (23 ГВт), в том числе из-за громоздкости ГАЭС, осложняющей согласование новых проектов.
✔️ Наконец, само управление энергосистемой с высокой долей ВИЭ – гораздо более сложная задача, чем балансирование сети с крупными теплоэлектростанциями. Отличия – почти такие же, как и в случае с ценовой стабильностью при переходе от плановой к рыночной экономике. В этой задаче – много неизвестных, работать с которыми регуляторам приходится буквально «на ходу».
Российской энергетике нужны серьезные реформы
✔️ Энергетическая стратегия – 2050 во многом отражает инерцию 2000-х и 2010-х гг., когда бурный экономический рост в Южной и Восточной Азии привёл к увеличению спроса на ископаемое топливо в целом и на уголь в частности. Однако сейчас отрасль находится в точке слома тренда, в том числе из-за развития низкоуглеродной энергетики. Несмотря на перспективы наращивания российского экспорта коксующегося угля, кумулятивные поставки угля из РФ на мировой рынок будут снижаться.
▪️ В документе практически не отражён риск сокращения рентабельности, который является ключевым для российских энергоотраслей. В нефтяной отрасли этот риск будет связан с электромобильной революцией в Китае и стабилизацией цен Brent в диапазоне $55–60 за баррель во второй половине 2020-х; в газовой промышленности — с ростом конкуренции на мировом рынке, который произойдёт вслед за новой крупной волной СПГ-проектов в Северной Америке; в добыче угля — с возвращением цен к многолетней норме и глобальным бумом ВИЭ.
✔️ В этих условиях повысить рентабельность можно только за счёт выхода России из международной изоляции и уменьшения дисконтов на российское топливо. При этом нужны и серьёзные реформы: демонополизация в газовой отрасли, снижение налогов — в нефтяной, масштабная реструктуризация — в угольной промышленности, где нужно закрывать нерентабельные шахты и переориентироваться на добычу коксующегося угля в сравнительной близости от стран-потребителей.
▪️ Одним из приоритетов Энергостратегии является импортозамещение: в завершающей части документа можно найти длинный перечень технологий, импорт которых регуляторы считают необходимым заместить. Однако это означает рост издержек для производителей электроэнергии и ископаемого топлива, что будет занижать рентабельность ещё сильнее.
✔️ В целом, в документе недостаточно чётко акцентирован тот факт, что бум ВИЭ и электротранспорта ударит по спросу на ископаемое топливо не только в Европе и Северной Америке, но и в Южной и Восточной Азии. Особенно это касается угля: поставки в развивающиеся страны не обеспечат рост угледобычи в РФ в целом (с поправкой на увеличение добычи в Якутии).
Мой комментарий для Vgudok
✔️ Энергетическая стратегия – 2050 во многом отражает инерцию 2000-х и 2010-х гг., когда бурный экономический рост в Южной и Восточной Азии привёл к увеличению спроса на ископаемое топливо в целом и на уголь в частности. Однако сейчас отрасль находится в точке слома тренда, в том числе из-за развития низкоуглеродной энергетики. Несмотря на перспективы наращивания российского экспорта коксующегося угля, кумулятивные поставки угля из РФ на мировой рынок будут снижаться.
▪️ В документе практически не отражён риск сокращения рентабельности, который является ключевым для российских энергоотраслей. В нефтяной отрасли этот риск будет связан с электромобильной революцией в Китае и стабилизацией цен Brent в диапазоне $55–60 за баррель во второй половине 2020-х; в газовой промышленности — с ростом конкуренции на мировом рынке, который произойдёт вслед за новой крупной волной СПГ-проектов в Северной Америке; в добыче угля — с возвращением цен к многолетней норме и глобальным бумом ВИЭ.
✔️ В этих условиях повысить рентабельность можно только за счёт выхода России из международной изоляции и уменьшения дисконтов на российское топливо. При этом нужны и серьёзные реформы: демонополизация в газовой отрасли, снижение налогов — в нефтяной, масштабная реструктуризация — в угольной промышленности, где нужно закрывать нерентабельные шахты и переориентироваться на добычу коксующегося угля в сравнительной близости от стран-потребителей.
▪️ Одним из приоритетов Энергостратегии является импортозамещение: в завершающей части документа можно найти длинный перечень технологий, импорт которых регуляторы считают необходимым заместить. Однако это означает рост издержек для производителей электроэнергии и ископаемого топлива, что будет занижать рентабельность ещё сильнее.
✔️ В целом, в документе недостаточно чётко акцентирован тот факт, что бум ВИЭ и электротранспорта ударит по спросу на ископаемое топливо не только в Европе и Северной Америке, но и в Южной и Восточной Азии. Особенно это касается угля: поставки в развивающиеся страны не обеспечат рост угледобычи в РФ в целом (с поправкой на увеличение добычи в Якутии).
Мой комментарий для Vgudok
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
О ценах на нефть – на РБК-ТВ
✔️Почему средняя цена Brent не превысит $65 за баррель по итогам 2025 года?
✔️Какой будет политика ОПЕК+ в отношении квот?
✔️Что будет определять динамику цен в 2026-2027 гг.?
Рассказал об этом в эфире РБК-ТВ (эфир от 29 апреля 2025 г.).
✔️Почему средняя цена Brent не превысит $65 за баррель по итогам 2025 года?
✔️Какой будет политика ОПЕК+ в отношении квот?
✔️Что будет определять динамику цен в 2026-2027 гг.?
Рассказал об этом в эфире РБК-ТВ (эфир от 29 апреля 2025 г.).
«Газпром»: риски убытков сохраняются
✔️«Газпром» опубликовал отчетность по МСФО: чистая прибыль акционеров по итогам 2024 г. достигла 1,22 трлн руб. против убытка на 629,1 млрд руб. годом ранее.
▪️Ключевой фактор – улучшение ситуации в газовом бизнесе, где в 2023 г. группа получила убыток почти на 1,2 трлн руб., а в 2024 г. – прибыль на 756 млрд руб., в том числе за счет поставок газа в Европу: по данным ENTSOG, в 2024 г. экспорт «Газпрома» в ЕС увеличился на 28% (до 86 млн куб. м газа в сутки).
▪️Сказалось и сокращение убытков от обесценения нефинансовых активов: если в 2023 г. такие убытки превысили 1,1 трлн руб., то в 2024 г. они составили «лишь» 286 млрд руб.
✔️Однако I квартал 2025 г. выдался для «Газпрома» непростым: по данным ENTSOG, группа сократила экспорт газа в ЕС более чем на 40% (год к году), до 44 млн куб. м в сутки (без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию). Чем дольше простаивает украинская ГТС, тем выше будут потери «Газпрома», даже несмотря на недавнюю отмену «нашлепки» по НДПИ на газ в размере 50 млрд руб. в месяц.
▪️Что не менее важно, кратковременное улучшение финпоказателей затмевает тему вопиющей неэффективности «Газпрома»: в период с 2008 по 2023 гг. группа сократила добычу углеводородов на 19% (до 2,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента), но увеличила штат на 32% (до 498,1 тыс. человек).
✔️«Газпрому» нужна реструктуризация, которая бы предполагала урезание штата и продажу непрофильных активов. Впрочем, это лишь «промежуточное» решение: в газовой отрасли давно назрела демонополизация, включая дерегулирование права на трубопроводный экспорт.
✔️«Газпром» опубликовал отчетность по МСФО: чистая прибыль акционеров по итогам 2024 г. достигла 1,22 трлн руб. против убытка на 629,1 млрд руб. годом ранее.
▪️Ключевой фактор – улучшение ситуации в газовом бизнесе, где в 2023 г. группа получила убыток почти на 1,2 трлн руб., а в 2024 г. – прибыль на 756 млрд руб., в том числе за счет поставок газа в Европу: по данным ENTSOG, в 2024 г. экспорт «Газпрома» в ЕС увеличился на 28% (до 86 млн куб. м газа в сутки).
▪️Сказалось и сокращение убытков от обесценения нефинансовых активов: если в 2023 г. такие убытки превысили 1,1 трлн руб., то в 2024 г. они составили «лишь» 286 млрд руб.
✔️Однако I квартал 2025 г. выдался для «Газпрома» непростым: по данным ENTSOG, группа сократила экспорт газа в ЕС более чем на 40% (год к году), до 44 млн куб. м в сутки (без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию). Чем дольше простаивает украинская ГТС, тем выше будут потери «Газпрома», даже несмотря на недавнюю отмену «нашлепки» по НДПИ на газ в размере 50 млрд руб. в месяц.
▪️Что не менее важно, кратковременное улучшение финпоказателей затмевает тему вопиющей неэффективности «Газпрома»: в период с 2008 по 2023 гг. группа сократила добычу углеводородов на 19% (до 2,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента), но увеличила штат на 32% (до 498,1 тыс. человек).
✔️«Газпрому» нужна реструктуризация, которая бы предполагала урезание штата и продажу непрофильных активов. Впрочем, это лишь «промежуточное» решение: в газовой отрасли давно назрела демонополизация, включая дерегулирование права на трубопроводный экспорт.
Forwarded from Деньги и песец
Минфину придется урезать субсидии нефтяникам, чтобы сбалансировать бюджет, полагает Кирилл @kirillrodionov Родионов
✔️Розничные цены на дизельное топливо (ДТ) выросли на 0,2% на неделе с 22 по 28 апреля 2025 г. По данным Росстата, это рекордный недельный прирост с начала нынешнего года. Цены на бензин за тот же период выросли на 0,1%.
▪️Накопленный прирост цен остается в границах инфляции. К 28 апреля 2025 г. розничные цены на автомобильный бензин выросли на 2,3% в сравнении с концом 2024 г., а цены на дизель – на 1,6%, тогда как инфляция составила 3,2%.
▪️Пока что всё указывает на то, что в нынешнем году на топливном рынке будет сохраняться статус-кво: нефтяники будут придерживать цены в рознице, чтобы избежать новых запретов на экспорт, а регуляторы – субсидировать НПЗ в обмен на сдерживание биржевых цен.
✔️Сохранение этой модели зависит от устойчивости бюджета, а она как раз – под большим вопросом. Минфин в конце апреля понизил оценку нефтегазовых доходов на 2025 г. – с 10,9 трлн руб., закладывавшихся при утверждении федерального бюджета, до 8,3 трлн руб. Оценка общих доходов – включая ненефтегазовые – понижена с 40,3 трлн руб. до 38,5 трлн руб.
▪️Ключевая причина – падение цен на нефть: федеральный бюджет на 2025 г. сверстан исходя из средней цены Urals в $69,7 за баррель, тогда как по итогам I квартала 2025 г. она составила $61,9 за баррель, а отдельно в марте – $58,3 за баррель.
✔️С технической точки зрения, самым простой способ сбалансировать бюджет – урезать субсидии для НПЗ. Речь идет о демпфере, обратном акцизе и инвестнадбавке, выплаты по которым в 2024 г. составили в общей сложности почти 3,7 трлн руб. Если бы не субсидии, объем нефтегазовых доходов в 2024 г. достиг 14,8 трлн руб., а не 11,1 трлн руб., как это вышло по факту.
▪️Нефтяники почти наверняка будут компенсировать потери от сокращения субсидий за счет «разгона» биржевых цен. Так уже было в августе-сентябре 2023 г., когда вслед за попыткой Минфина «уполовинить» демпфер последовал скачок цен на СПбМТСБ, из-за чего Минэнерго ввело «драконовские» ограничения на экспорт.
✔️Однако у регуляторов есть большой набор мер для стабилизации рынка без субсидий, в их числе – резкое повышение нормативов биржевых продаж, которое повысит конкуренцию на бирже и сделает топливо более доступным для независимых АЗС, а также снижение акцизов, последствия которого можно компенсировать за счет переориентации всех поступлений в региональные бюджеты (сейчас регионы получают 74,9% доходов от акцизов на автобензин и дизель).
▪️Острота топливного кризиса будет зависеть от того, у какой из сторон окажется выше административный вес – у Минфина, ФАС и Минэнерго либо у нефтяных компаний.
Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
✔️Розничные цены на дизельное топливо (ДТ) выросли на 0,2% на неделе с 22 по 28 апреля 2025 г. По данным Росстата, это рекордный недельный прирост с начала нынешнего года. Цены на бензин за тот же период выросли на 0,1%.
▪️Накопленный прирост цен остается в границах инфляции. К 28 апреля 2025 г. розничные цены на автомобильный бензин выросли на 2,3% в сравнении с концом 2024 г., а цены на дизель – на 1,6%, тогда как инфляция составила 3,2%.
▪️Пока что всё указывает на то, что в нынешнем году на топливном рынке будет сохраняться статус-кво: нефтяники будут придерживать цены в рознице, чтобы избежать новых запретов на экспорт, а регуляторы – субсидировать НПЗ в обмен на сдерживание биржевых цен.
✔️Сохранение этой модели зависит от устойчивости бюджета, а она как раз – под большим вопросом. Минфин в конце апреля понизил оценку нефтегазовых доходов на 2025 г. – с 10,9 трлн руб., закладывавшихся при утверждении федерального бюджета, до 8,3 трлн руб. Оценка общих доходов – включая ненефтегазовые – понижена с 40,3 трлн руб. до 38,5 трлн руб.
▪️Ключевая причина – падение цен на нефть: федеральный бюджет на 2025 г. сверстан исходя из средней цены Urals в $69,7 за баррель, тогда как по итогам I квартала 2025 г. она составила $61,9 за баррель, а отдельно в марте – $58,3 за баррель.
✔️С технической точки зрения, самым простой способ сбалансировать бюджет – урезать субсидии для НПЗ. Речь идет о демпфере, обратном акцизе и инвестнадбавке, выплаты по которым в 2024 г. составили в общей сложности почти 3,7 трлн руб. Если бы не субсидии, объем нефтегазовых доходов в 2024 г. достиг 14,8 трлн руб., а не 11,1 трлн руб., как это вышло по факту.
▪️Нефтяники почти наверняка будут компенсировать потери от сокращения субсидий за счет «разгона» биржевых цен. Так уже было в августе-сентябре 2023 г., когда вслед за попыткой Минфина «уполовинить» демпфер последовал скачок цен на СПбМТСБ, из-за чего Минэнерго ввело «драконовские» ограничения на экспорт.
✔️Однако у регуляторов есть большой набор мер для стабилизации рынка без субсидий, в их числе – резкое повышение нормативов биржевых продаж, которое повысит конкуренцию на бирже и сделает топливо более доступным для независимых АЗС, а также снижение акцизов, последствия которого можно компенсировать за счет переориентации всех поступлений в региональные бюджеты (сейчас регионы получают 74,9% доходов от акцизов на автобензин и дизель).
▪️Острота топливного кризиса будет зависеть от того, у какой из сторон окажется выше административный вес – у Минфина, ФАС и Минэнерго либо у нефтяных компаний.
Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
Средняя цена Brent – на минимуме за четыре года
✔️Средняя цена нефти Brent снизилась на 7% в период с марта по апрель 2025 г. и достигла $67,8 за баррель. По данным Всемирного банка, в последний раз более низкий показатель был зафиксирован в апреле 2021 г., когда средняя цена Brent составила $64,8 за баррель.
▪️Триггером падения цен стал торговый конфликт США и Китая: в апреле 2025 г. США поэтапно повысили пошлины на товары из Китая до 145%, а Китай – до 125% на товары из США. Риски торможения мировой экономики не могли не отразиться на сырьевых рынках.
✔️Торговый конфликт повлияет на рынок нефти и в среднесрочной перспективе: из-за пошлин в США и ЕС китайским производителям электромобилей придется переориентировать экспорт на развивающиеся страны, которые долгое время считались драйверами нефтяного спроса.
▪️В результате глобальный прирост спроса на нефть к 2030 г. может оказаться более скромным, чем это ожидалось ранее, что будет оказывать дополнительное давление на цены.
✔️Средняя цена нефти Brent снизилась на 7% в период с марта по апрель 2025 г. и достигла $67,8 за баррель. По данным Всемирного банка, в последний раз более низкий показатель был зафиксирован в апреле 2021 г., когда средняя цена Brent составила $64,8 за баррель.
▪️Триггером падения цен стал торговый конфликт США и Китая: в апреле 2025 г. США поэтапно повысили пошлины на товары из Китая до 145%, а Китай – до 125% на товары из США. Риски торможения мировой экономики не могли не отразиться на сырьевых рынках.
✔️Торговый конфликт повлияет на рынок нефти и в среднесрочной перспективе: из-за пошлин в США и ЕС китайским производителям электромобилей придется переориентировать экспорт на развивающиеся страны, которые долгое время считались драйверами нефтяного спроса.
▪️В результате глобальный прирост спроса на нефть к 2030 г. может оказаться более скромным, чем это ожидалось ранее, что будет оказывать дополнительное давление на цены.
Профицит нефтедобывающих мощностей подталкивает ОПЕК+ к повышению квот
✔️ Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ увеличится еще на 411 тыс. баррелей в сутки (б/с) в июне 2025 г. Об этом договорились представители Саудовской Аравии, России, Ирака, ОАЭ, Кувейта, Казахстана, Алжира и Омана по итогам видеоконференции, прошедшей 3 мая 2025 г.
▪️ Ослабление квот принято связывать с тем, что Ирак и Казахстан нарушали ранее достигнутые договоренности. По данным Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти в Ираке – без учета газового конденсата и легких углеводородов – в марте 2025 г. составляла 4,32 млн б/с, а в Казахстане – 1,60 млн б/с, тогда как квота этих стран составляла 4,0 млн б/с и 1,47 млн б/с соответственно.
✔️ Однако ключевую роль мог сыграть профицит Upstream-мощностей: в марте 2025 г. разница между предельно возможным и фактическим уровнем добычи в ближневосточных странах ОПЕК достигла 4,48 млн б/с. По данным EIA, это столь же высокий профицит, что и летом 2021 г., когда в ряде стран-потребителей сохранялись локдауны, а спрос еще не вернулся на «доковидный» уровень.
▪️ Навес неиспользуемых мощностей, рано или поздно, подтолкнул бы альянс к повышению квот, вне зависимости от уровня добычи в Ираке и Казахстана.
▪️ Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ в июне 2025 г. превысит мартовский уровень на 959 тыс. б/с – это окажет дополнительное давление на цены Brent, которые и без того находятся на четырехлетнем минимуме.
✔️ Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ увеличится еще на 411 тыс. баррелей в сутки (б/с) в июне 2025 г. Об этом договорились представители Саудовской Аравии, России, Ирака, ОАЭ, Кувейта, Казахстана, Алжира и Омана по итогам видеоконференции, прошедшей 3 мая 2025 г.
▪️ Ослабление квот принято связывать с тем, что Ирак и Казахстан нарушали ранее достигнутые договоренности. По данным Управления энергетической информации (EIA), добыча нефти в Ираке – без учета газового конденсата и легких углеводородов – в марте 2025 г. составляла 4,32 млн б/с, а в Казахстане – 1,60 млн б/с, тогда как квота этих стран составляла 4,0 млн б/с и 1,47 млн б/с соответственно.
✔️ Однако ключевую роль мог сыграть профицит Upstream-мощностей: в марте 2025 г. разница между предельно возможным и фактическим уровнем добычи в ближневосточных странах ОПЕК достигла 4,48 млн б/с. По данным EIA, это столь же высокий профицит, что и летом 2021 г., когда в ряде стран-потребителей сохранялись локдауны, а спрос еще не вернулся на «доковидный» уровень.
▪️ Навес неиспользуемых мощностей, рано или поздно, подтолкнул бы альянс к повышению квот, вне зависимости от уровня добычи в Ираке и Казахстана.
▪️ Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ в июне 2025 г. превысит мартовский уровень на 959 тыс. б/с – это окажет дополнительное давление на цены Brent, которые и без того находятся на четырехлетнем минимуме.
Forwarded from Деньги и песец
Ключевые события и тренды из мира энергетики – в обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Решение ОПЕК+ повысить квоты еще на 411 тыс. баррелей в сутки (б/с) принято связывать с тем, что Ирак и Казахстан нарушали ранее достигнутые договоренности. Однако ключевую роль мог сыграть профицит Upstream-мощностей: в марте 2025 г. разница между предельно возможным и фактическим уровнем добычи в ближневосточных странах ОПЕК достигла 4,48 млн б/с – того же уровня, что и летом 2021 г., когда в ряде стран-потребителей сохранялись локдауны, а спрос еще не вернулся на «доковидный» уровень.
✔️Торговый конфликт США и КНР повлияет на рынок нефти в среднесрочной перспективе: из-за пошлин в США и ЕС китайским производителям электромобилей придется переориентировать экспорт на развивающиеся страны, которые долгое время считались драйверами нефтяного спроса. В результате глобальный прирост спроса на нефть к 2030 г. может оказаться более скромным, чем это ожидалось ранее, что будет оказывать дополнительное давление на цены.
✔️«Газпром» опубликовал отчетность по МСФО: чистая прибыль акционеров по итогам 2024 г. достигла 1,22 трлн руб. против убытка на 629,1 млрд руб. годом ранее. Ключевой фактор – улучшение ситуации в газовом бизнесе, где в 2023 г. группа получила убыток почти на 1,2 трлн руб., а в 2024 г. – прибыль на 756 млрд руб., в том числе за счет поставок газа в Европу: по данным ENTSOG, в 2024 г. экспорт «Газпрома» в ЕС увеличился на 28% (до 86 млн куб. м газа в сутки).
✔️С технической точки зрения, самый простой способ сбалансировать федеральный бюджет – урезать субсидии для НПЗ. Речь идет о демпфере, обратном акцизе и инвестнадбавке, выплаты по которым в 2024 г. составили в общей сложности почти 3,7 трлн руб. Если бы не субсидии, объем нефтегазовых доходов в 2024 г. достиг 14,8 трлн руб., а не 11,1 трлн руб., как это вышло по факту. Нефтяники почти наверняка будут компенсировать потери от сокращения субсидий за счет «разгона» биржевых цен. Так уже было в августе-сентябре 2023 г., когда вслед за попыткой Минфина «уполовинить» демпфер последовал скачок цен на СПбМТСБ, из-за чего Минэнерго ввело «драконовские» ограничения на экспорт.
✔️Энергетическая стратегия – 2050 во многом отражает инерцию 2000-х и 2010-х гг., когда бурный экономический рост в Южной и Восточной Азии привёл к увеличению спроса на ископаемое топливо в целом и на уголь в частности. Однако сейчас отрасль находится в точке слома тренда, в том числе из-за развития низкоуглеродной энергетики. Несмотря на перспективы наращивания российского экспорта коксующегося угля, кумулятивные поставки угля из РФ на мировой рынок будут снижаться.
✔️Причины блэкаута в Южной Европе наверняка станут предметом детального расследования, однако уже сегодня можно назвать фактор, который мог затруднить ликвидацию последствий сбоев в энергосистеме. Речь идет о масштабном вводе ВИЭ, который уменьшил зависимость от импорта ископаемого топлива, но осложнил управление энергосистемой.
✔️Бонус-трек: О ценах на нефть – в эфире РБК-ТВ
Выпуск от 4 мая 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
✔️Решение ОПЕК+ повысить квоты еще на 411 тыс. баррелей в сутки (б/с) принято связывать с тем, что Ирак и Казахстан нарушали ранее достигнутые договоренности. Однако ключевую роль мог сыграть профицит Upstream-мощностей: в марте 2025 г. разница между предельно возможным и фактическим уровнем добычи в ближневосточных странах ОПЕК достигла 4,48 млн б/с – того же уровня, что и летом 2021 г., когда в ряде стран-потребителей сохранялись локдауны, а спрос еще не вернулся на «доковидный» уровень.
✔️Торговый конфликт США и КНР повлияет на рынок нефти в среднесрочной перспективе: из-за пошлин в США и ЕС китайским производителям электромобилей придется переориентировать экспорт на развивающиеся страны, которые долгое время считались драйверами нефтяного спроса. В результате глобальный прирост спроса на нефть к 2030 г. может оказаться более скромным, чем это ожидалось ранее, что будет оказывать дополнительное давление на цены.
✔️«Газпром» опубликовал отчетность по МСФО: чистая прибыль акционеров по итогам 2024 г. достигла 1,22 трлн руб. против убытка на 629,1 млрд руб. годом ранее. Ключевой фактор – улучшение ситуации в газовом бизнесе, где в 2023 г. группа получила убыток почти на 1,2 трлн руб., а в 2024 г. – прибыль на 756 млрд руб., в том числе за счет поставок газа в Европу: по данным ENTSOG, в 2024 г. экспорт «Газпрома» в ЕС увеличился на 28% (до 86 млн куб. м газа в сутки).
✔️С технической точки зрения, самый простой способ сбалансировать федеральный бюджет – урезать субсидии для НПЗ. Речь идет о демпфере, обратном акцизе и инвестнадбавке, выплаты по которым в 2024 г. составили в общей сложности почти 3,7 трлн руб. Если бы не субсидии, объем нефтегазовых доходов в 2024 г. достиг 14,8 трлн руб., а не 11,1 трлн руб., как это вышло по факту. Нефтяники почти наверняка будут компенсировать потери от сокращения субсидий за счет «разгона» биржевых цен. Так уже было в августе-сентябре 2023 г., когда вслед за попыткой Минфина «уполовинить» демпфер последовал скачок цен на СПбМТСБ, из-за чего Минэнерго ввело «драконовские» ограничения на экспорт.
✔️Энергетическая стратегия – 2050 во многом отражает инерцию 2000-х и 2010-х гг., когда бурный экономический рост в Южной и Восточной Азии привёл к увеличению спроса на ископаемое топливо в целом и на уголь в частности. Однако сейчас отрасль находится в точке слома тренда, в том числе из-за развития низкоуглеродной энергетики. Несмотря на перспективы наращивания российского экспорта коксующегося угля, кумулятивные поставки угля из РФ на мировой рынок будут снижаться.
✔️Причины блэкаута в Южной Европе наверняка станут предметом детального расследования, однако уже сегодня можно назвать фактор, который мог затруднить ликвидацию последствий сбоев в энергосистеме. Речь идет о масштабном вводе ВИЭ, который уменьшил зависимость от импорта ископаемого топлива, но осложнил управление энергосистемой.
✔️Бонус-трек: О ценах на нефть – в эфире РБК-ТВ
Выпуск от 4 мая 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
Разговоры о распаде сделки ОПЕК+ резко участились на фоне последних решений альянса. В этой связи напоминаю свой прогноз от 30 декабря 2024 г.
Telegram
Родионов
Прогноз на 2025 год: распад сделки ОПЕК+
✔️Уходящий 2024-й стал годом торможения нефтяного спроса. Если в 2022 г. глобальный спрос на нефть, газовый конденсат и легкие углеводороды увеличился 2,5 млн баррелей в сутки (б/с), а в 2023 г. – на 2,1 млн б/с…
✔️Уходящий 2024-й стал годом торможения нефтяного спроса. Если в 2022 г. глобальный спрос на нефть, газовый конденсат и легкие углеводороды увеличился 2,5 млн баррелей в сутки (б/с), а в 2023 г. – на 2,1 млн б/с…
Политические свободы в Германии и Франции зависят от демократизации в РФ
✔️Электоральное будущее «АдГ» и Марин Ле Пен во многом зависит от ситуации с политическими правами и свободами в России: в случае демократизации в РФ у «системного» истеблишмента в Германии и Франции будет меньше оправданий для запретов в отношении «АдГ» и «Национального объединения».
▪️Хотя обычно действует обратная логика: политическая либерализация в России – по крайней мере, в XX столетии – была синхронизирована с периодами усиления Запада: хрущевская Оттепель пришлась на бурный экономический рост в послевоенной Европе, а реформы Горбачева и Ельцина – на информационную революцию 1980-х и 1990-х; и наоборот – сталинская коллективизация почти совпала с Великой депрессией, а брежневский застой – со стагфляцией 1970-х.
✔️Вхождение «АдГ» и «Национального объединения» в системное политическое поле могло бы стать продолжением электоральной революции, начавшейся с Брекзита и первого президентства Трампа и нашедшей продолжение в электоральных успехах Хавьера Милея и «АдГ».
▪️О том, почему четвертая волна демократизация возможна уже в обозримом будущем, я писал здесь.
✔️Электоральное будущее «АдГ» и Марин Ле Пен во многом зависит от ситуации с политическими правами и свободами в России: в случае демократизации в РФ у «системного» истеблишмента в Германии и Франции будет меньше оправданий для запретов в отношении «АдГ» и «Национального объединения».
▪️Хотя обычно действует обратная логика: политическая либерализация в России – по крайней мере, в XX столетии – была синхронизирована с периодами усиления Запада: хрущевская Оттепель пришлась на бурный экономический рост в послевоенной Европе, а реформы Горбачева и Ельцина – на информационную революцию 1980-х и 1990-х; и наоборот – сталинская коллективизация почти совпала с Великой депрессией, а брежневский застой – со стагфляцией 1970-х.
✔️Вхождение «АдГ» и «Национального объединения» в системное политическое поле могло бы стать продолжением электоральной революции, начавшейся с Брекзита и первого президентства Трампа и нашедшей продолжение в электоральных успехах Хавьера Милея и «АдГ».
▪️О том, почему четвертая волна демократизация возможна уже в обозримом будущем, я писал здесь.
СПГ обеспечил свыше 45% импорта газа в Европе
✔️Общий импорт газа в ЕС по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достиг 824 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее. Однако структура импорта несколько изменилась.
▪️Поставки «Газпрома» в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – сократились на 36 млн куб. в сутки (до 43 млн куб. м в сутки), а доля «Газпрома» в структуре европейского импорта – с 10% в январе-апреле 2024 г. до 5% в январе-апреле 2025 г.
▪️Поставки сжиженного природного газа (СПГ) увеличились на 41 млн куб. м в сутки (до 381 млн куб. м в сутки), а доля СПГ в структуре импорта – с 41% до 46%.
▪️Трубопроводные поставки из Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки сократились в общей сложности на 5 млн куб. м в сутки (до 400 млн куб. м в сутки), а их доля осталась на уровне в 49%.
✔️Увеличение доли СПГ стало одной из причин роста цен Средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достигла $491 за тыс. куб. м, превысив уровень годичной давности на 55%.
✔️Общий импорт газа в ЕС по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достиг 824 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее. Однако структура импорта несколько изменилась.
▪️Поставки «Газпрома» в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – сократились на 36 млн куб. в сутки (до 43 млн куб. м в сутки), а доля «Газпрома» в структуре европейского импорта – с 10% в январе-апреле 2024 г. до 5% в январе-апреле 2025 г.
▪️Поставки сжиженного природного газа (СПГ) увеличились на 41 млн куб. м в сутки (до 381 млн куб. м в сутки), а доля СПГ в структуре импорта – с 41% до 46%.
▪️Трубопроводные поставки из Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки сократились в общей сложности на 5 млн куб. м в сутки (до 400 млн куб. м в сутки), а их доля осталась на уровне в 49%.
✔️Увеличение доли СПГ стало одной из причин роста цен Средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достигла $491 за тыс. куб. м, превысив уровень годичной давности на 55%.
Главное – не проблемы экономики, а их восприятие в элитах
✔️ Опыт 1991 года во многом стал формирующим для нескольких поколений экспертов. Бюджетная катастрофа; коллапс продовольственного снабжения крупных городов; развал денежного обращения; глубокий промышленный спад, в том числе в добывающих отраслях – всё это не только сыграло важную роль в крахе СССР, но и задало фокус на проблемы современной России: наблюдатели раз за разом пытаются найти ту проблему, которая станет неразрешимой, будь то санкции, рецессия или бюджетный дефицит.
▪️ Однако повторения 1991 года не произойдет, даже если цены на нефть опустятся ниже $20 за баррель, а США внесут в SDN-лист топ-50 российских компаний. В отличие от позднего СССР, Россия – страна с рыночной экономикой, и, как показывает пример Ирана, нет тех санкций, которые бы могли развитие рыночной экономики остановить. В этом можно было убедиться и на российском опыте последних лет: катастрофы, которую многие ожидали в 2022 г., не произошло.
✔️ Поэтому, говоря о будущем, стоит сместить фокус внимания с проблем экономики как таковых на их восприятие элитами, даже если здесь доступны только гипотезы.
▪️ Элиты не могут не понимать, что модель роста, заложенная в 2022 г., близка к своему исчерпанию: сокращение ликвидной части ФНБ, падение цен на нефть и сохранение высоких ставок на долговом рынке диктуют необходимость сокращения бюджетных расходов уже в 2026 г. Этого не могут не осознавать в правительстве в целом и в Минфине в частности, с учетом того, что после дефолта 1998 г. бюджетная стабильность была краеугольным камнем экономической политики.
▪️ Именно для этого проводилась налоговая реформа начала 2000-х; именно для этого создавался Стабилизационный фонд, разделенный затем на Резервный фонд и Фонд национального благосостояния, которые потом были унифицированы в ФНБ; именно для этого вводилось бюджетное правило, которое долгое время индексировалось к цене Urals в $40 за баррель.
▪️ Это та максима, поступиться которой элиты вряд ли захотят, потому что за последствия будут отвечать всё те же элиты. Подтверждение тому – инфляционный кризис, ответственность за который «повесили» на ЦБ, хотя фундаментальной причиной был резкий рост бюджетных расходов, которые не находятся в зоне ответственности ЦБ.
✔️ Запрос на бюджетную нормализацию зреет уже сейчас: неслучайно Минфин пересмотрел бюджетный прогноз на 2025 г., понизив оценку нефтегазовых доходов и увеличив прогноз по дефициту, размер которого теперь превышает ликвидный остаток ФНБ (3,8 трлн руб. против 3,3 трлн руб.).
▪️ В том, будет ли удовлетворен этот запрос, заключается одна из развилок ближайших месяцев, когда будет идти работа над проектом федерального бюджета на 2026 г. – правительство должно будет внести его в Думу в начале осени.
✔️ Опыт 1991 года во многом стал формирующим для нескольких поколений экспертов. Бюджетная катастрофа; коллапс продовольственного снабжения крупных городов; развал денежного обращения; глубокий промышленный спад, в том числе в добывающих отраслях – всё это не только сыграло важную роль в крахе СССР, но и задало фокус на проблемы современной России: наблюдатели раз за разом пытаются найти ту проблему, которая станет неразрешимой, будь то санкции, рецессия или бюджетный дефицит.
▪️ Однако повторения 1991 года не произойдет, даже если цены на нефть опустятся ниже $20 за баррель, а США внесут в SDN-лист топ-50 российских компаний. В отличие от позднего СССР, Россия – страна с рыночной экономикой, и, как показывает пример Ирана, нет тех санкций, которые бы могли развитие рыночной экономики остановить. В этом можно было убедиться и на российском опыте последних лет: катастрофы, которую многие ожидали в 2022 г., не произошло.
✔️ Поэтому, говоря о будущем, стоит сместить фокус внимания с проблем экономики как таковых на их восприятие элитами, даже если здесь доступны только гипотезы.
▪️ Элиты не могут не понимать, что модель роста, заложенная в 2022 г., близка к своему исчерпанию: сокращение ликвидной части ФНБ, падение цен на нефть и сохранение высоких ставок на долговом рынке диктуют необходимость сокращения бюджетных расходов уже в 2026 г. Этого не могут не осознавать в правительстве в целом и в Минфине в частности, с учетом того, что после дефолта 1998 г. бюджетная стабильность была краеугольным камнем экономической политики.
▪️ Именно для этого проводилась налоговая реформа начала 2000-х; именно для этого создавался Стабилизационный фонд, разделенный затем на Резервный фонд и Фонд национального благосостояния, которые потом были унифицированы в ФНБ; именно для этого вводилось бюджетное правило, которое долгое время индексировалось к цене Urals в $40 за баррель.
▪️ Это та максима, поступиться которой элиты вряд ли захотят, потому что за последствия будут отвечать всё те же элиты. Подтверждение тому – инфляционный кризис, ответственность за который «повесили» на ЦБ, хотя фундаментальной причиной был резкий рост бюджетных расходов, которые не находятся в зоне ответственности ЦБ.
✔️ Запрос на бюджетную нормализацию зреет уже сейчас: неслучайно Минфин пересмотрел бюджетный прогноз на 2025 г., понизив оценку нефтегазовых доходов и увеличив прогноз по дефициту, размер которого теперь превышает ликвидный остаток ФНБ (3,8 трлн руб. против 3,3 трлн руб.).
▪️ В том, будет ли удовлетворен этот запрос, заключается одна из развилок ближайших месяцев, когда будет идти работа над проектом федерального бюджета на 2026 г. – правительство должно будет внести его в Думу в начале осени.