Родионов
Блог Кирилла Родионова об энергетической политике. И не только
Для контактов: @RodionovinpersonBot
Для контактов: @RodionovinpersonBot
Рейтинг TGlist
0
0
ТипПублічний
Верифікація
Не верифікованийДовіреність
Не надійнийРозташуванняРосія
МоваІнша
Дата створення каналуСерп 11, 2019
Додано до TGlist
Трав 28, 2024Останні публікації в групі "Родионов"
28.04.202506:00
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.
27.04.202508:35
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.
25.04.202506:24
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.
24.04.202506:03
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.
23.04.202505:59
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.
Переслав з:
EMCR experts
22.04.202513:27
📌Тред дня EMCR News: Как сделать Россию страной дешевой электроэнергии
⚫️Конечная стоимость электроэнергии в России может вырасти почти вдвое к 2042 году, в основном из-за роста тарифов на передачу и масштабных инвестиций в «новую» генерацию, отмечает Кирилл Родионов @kirillrodionov. Избежать резкого роста нагрузки на потребителей можно за счет снижения инфляции и удешевления кредитов, а также демонополизации, отказа от субсидирования АЭС и возвращения зарубежных поставщиков. Важную роль может сыграть развитие автономной генерации и снятие барьеров для иностранных инвестиций https://emcr.io/news/t/russia-cheap-energy
⚫️Масштабный опрос ДОМ.РФ о планах россиян в отношении жилищных условий https://emcr.io/news/t/dom-rf-big-research
__________
🔖Получайте дайджесты EMCR прямо в ваш телеграм. Подпишитесь на ⏩Треды дня ⏩Треды недели⏩Дайджест вакансий ⏩через наш бот
⚫️Конечная стоимость электроэнергии в России может вырасти почти вдвое к 2042 году, в основном из-за роста тарифов на передачу и масштабных инвестиций в «новую» генерацию, отмечает Кирилл Родионов @kirillrodionov. Избежать резкого роста нагрузки на потребителей можно за счет снижения инфляции и удешевления кредитов, а также демонополизации, отказа от субсидирования АЭС и возвращения зарубежных поставщиков. Важную роль может сыграть развитие автономной генерации и снятие барьеров для иностранных инвестиций https://emcr.io/news/t/russia-cheap-energy
⚫️Масштабный опрос ДОМ.РФ о планах россиян в отношении жилищных условий https://emcr.io/news/t/dom-rf-big-research
__________
🔖Получайте дайджесты EMCR прямо в ваш телеграм. Подпишитесь на ⏩Треды дня ⏩Треды недели⏩Дайджест вакансий ⏩через наш бот
22.04.202506:05
Как сделать Россию страной дешевой электроэнергии? 2/2
Отказ от субсидирования АЭС
✔️АЭС относятся к числу наиболее капиталоемких электростанций: по оценке МЭА, в 2023 г. ввод 1 кВт мощности АЭС в США обходился в среднем в $5000, тогда как ввод парогазовых установок – в $1000 на кВт. Из-за высокой капиталоемкости российские проекты АЭС за рубежом, как правило, реализуются за счет господдержки: так, госкредиты предоставлялись на строительство АЭС в Белоруссии, Бангладеш и Египте.
▪️Без господдержки вряд ли обойдутся и проекты АЭС, заложенные в Генсхеме развития отрасли: согласно документу, на долю атомных реакторов будет приходиться треть ввода генерирующей мощности в в РФ в период до 2042 г. (28,8 ГВт из 88,5 ГВт). Отбить эти затраты будет сложно без повышения цен для потребителей, поэтому субсидирование проектов целесообразнее использовать для зарубежных проектов, а не для ввода мощности внутри России.
Развитие автономной генерации
✔️Уменьшить конечную стоимость электроэнергии можно также за счет развития автономной генерации, которая снизит потребность в строительстве новой сетевой инфраструктуры. Речь, в частности, идет о внедрении солнечных панелей в регионах, где благоприятные погодные условия сочетаются с наличием обширного частного сектора.
▪️Самый очевидный пример – Краснодарский край, где использование надомных PV-модулей могло бы снизить энергодефицит, и Северный Кавказ, где автономная генерация могла бы частично решить проблему неплатежей. Эти регионы могли бы последовать примеру США, где по итогам марта 2025 г. на надомные PV-модулей приходилось 20% установленной мощности солнечной энергетики (37,6 ГВт из 189,3 ГВт).
Выход из изоляции
✔️Создать новую инвестиционную модель будет невозможно до тех пор, пока российский рынок не перестанет быть токсичным для иностранных инвесторов. Это касается не только европейских и американских, но и китайских компаний, которые наверняка было бы интересно инвестировать в строительство ветроустановок вдоль обширной береговой линии Дальнего Востока для поставок электроэнергии на российский рынок и в Китай (один из подобных проектов был заморожен в конце 2024 г.).
▪️В целом, снижение инфляции, возвращение на российский рынок зарубежных поставщиков, демонополизация газовой отрасли и электроэнергетики наряду с отказом от субсидирования АЭС и развитием автономной генерации могут создать предпосылки для стабилизации и даже снижения издержек на производство и передачу электроэнергии. Однако список возможных мер не является исчерпывающим.
Отказ от субсидирования АЭС
✔️АЭС относятся к числу наиболее капиталоемких электростанций: по оценке МЭА, в 2023 г. ввод 1 кВт мощности АЭС в США обходился в среднем в $5000, тогда как ввод парогазовых установок – в $1000 на кВт. Из-за высокой капиталоемкости российские проекты АЭС за рубежом, как правило, реализуются за счет господдержки: так, госкредиты предоставлялись на строительство АЭС в Белоруссии, Бангладеш и Египте.
▪️Без господдержки вряд ли обойдутся и проекты АЭС, заложенные в Генсхеме развития отрасли: согласно документу, на долю атомных реакторов будет приходиться треть ввода генерирующей мощности в в РФ в период до 2042 г. (28,8 ГВт из 88,5 ГВт). Отбить эти затраты будет сложно без повышения цен для потребителей, поэтому субсидирование проектов целесообразнее использовать для зарубежных проектов, а не для ввода мощности внутри России.
Развитие автономной генерации
✔️Уменьшить конечную стоимость электроэнергии можно также за счет развития автономной генерации, которая снизит потребность в строительстве новой сетевой инфраструктуры. Речь, в частности, идет о внедрении солнечных панелей в регионах, где благоприятные погодные условия сочетаются с наличием обширного частного сектора.
▪️Самый очевидный пример – Краснодарский край, где использование надомных PV-модулей могло бы снизить энергодефицит, и Северный Кавказ, где автономная генерация могла бы частично решить проблему неплатежей. Эти регионы могли бы последовать примеру США, где по итогам марта 2025 г. на надомные PV-модулей приходилось 20% установленной мощности солнечной энергетики (37,6 ГВт из 189,3 ГВт).
Выход из изоляции
✔️Создать новую инвестиционную модель будет невозможно до тех пор, пока российский рынок не перестанет быть токсичным для иностранных инвесторов. Это касается не только европейских и американских, но и китайских компаний, которые наверняка было бы интересно инвестировать в строительство ветроустановок вдоль обширной береговой линии Дальнего Востока для поставок электроэнергии на российский рынок и в Китай (один из подобных проектов был заморожен в конце 2024 г.).
▪️В целом, снижение инфляции, возвращение на российский рынок зарубежных поставщиков, демонополизация газовой отрасли и электроэнергетики наряду с отказом от субсидирования АЭС и развитием автономной генерации могут создать предпосылки для стабилизации и даже снижения издержек на производство и передачу электроэнергии. Однако список возможных мер не является исчерпывающим.
22.04.202506:04
Как сделать Россию страной дешевой электроэнергии? 1/2
✔️ Издержки на производство, передачу и распределение электроэнергии в России могут увеличиться почти вдвое в период с 2025 по 2042 гг. – с 6,6 руб. за кВт*ч в 2025 г. до 12,8 руб. за кВт*ч в 2042 г. (в ценах 2025 года). По данным Ъ, такие проектировки представило Минэнерго к апрельской стратегической сессии правительства по развитию энергетики.
▪️Основной прирост будет связан с увеличением тарифов на передачу электроэнергии, а также с инвестициями в строительство новой генерации. Согласно Генсхеме развития электроэнергетики, в России в период до 2042 г. будет введено в строй 88,5 ГВт новых и модернизировано 66,4 ГВт действующих электростанций. Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️Однако можно ли обеспечить ввод генерирующих и сетевых мощностей без серьезного увеличения нагрузки на потребителей? Чтобы приблизить эту цель, нужно обеспечить, как минимум, шесть условий.
Низкая инфляция и доступные кредиты
✔️ Высокий инфляционный фон и связанное с ним удорожание кредитов – головная боль российской электроэнергетики. Это видно по отчетности «Россетей» и «РусГидро» – компаний с госучастием, которые закончили с убытками прошлый год, в том числе из-за роста долговой нагрузки: у «Россетей» размер кратко- и долгосрочных заемных средств в 2024 г. вырос на 15% (на 95,2 млрд руб.), а у «РусГидро» – на 59% (на 211 млрд руб.).
▪️ Возвращение инфляции к таргету в 4% и удешевление банковских кредитов снизит стоимость привлечения средств для финансирования капзатрат.
Возвращение зарубежных поставщиков
✔️ «Головной болью» для отрасли является и уход зарубежных производителей оборудования, в том числе газовых турбин большой мощности, выпуск которых только начинают осваивать российские компании: первый подобный агрегат – ГТД-110М производства «ОДК» – в 2024 г. был установлен на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, а в 2025 г. одна из модификаций турбины «ГТЭ-170» «Силовых машин» должна быть введена в строй на Каширской ГРЭС в Московской области.
▪️ Однако спрос на газовые турбины всё равно существенно опережает предложение. Косвенно об этом свидетельствует недавнее решение правительства перенести сроки шести проектов модернизации ТЭС. Без возвращения зарубежных поставщиков сдвиг проектов «вправо» по временной шкале станет нормой – соответствующие издержки компании будут покрывать за счет потребителей.
Демонополизация отрасли
✔️ Генерирующим и сетевым компаниям сложно обеспечить рентабельность, имея на балансе множество убыточных активов. Самый простой пример – сетевая инфраструктура Дальнего Востока, которая находится в руках «РусГидро». После того, как в 2025 г. Дальний Восток присоединился к энергорынку, регуляторам предстоит вывести региональные ЛЭП и подстанции из состава «РусГидро» – это обеспечит выполнение антимонопольных норм, запрещающих совмещение функций генерации и передачи электроэнергии.
▪️ Однако постановка этих активов на баланс «Россетей» еще сильнее ухудшит финансовое положение компании, что чревато дополнительными издержками для потребителей. Поэтому эффективнее создать независимого регионального оператора сетей, который бы находился под жестким контролем ФАС. При этом разукрупнение актуально и для сегмента генерации, где основные активы принадлежат государственными либо квази-государственным компаниям.
✔️ Издержки на производство, передачу и распределение электроэнергии в России могут увеличиться почти вдвое в период с 2025 по 2042 гг. – с 6,6 руб. за кВт*ч в 2025 г. до 12,8 руб. за кВт*ч в 2042 г. (в ценах 2025 года). По данным Ъ, такие проектировки представило Минэнерго к апрельской стратегической сессии правительства по развитию энергетики.
▪️Основной прирост будет связан с увеличением тарифов на передачу электроэнергии, а также с инвестициями в строительство новой генерации. Согласно Генсхеме развития электроэнергетики, в России в период до 2042 г. будет введено в строй 88,5 ГВт новых и модернизировано 66,4 ГВт действующих электростанций. Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️Однако можно ли обеспечить ввод генерирующих и сетевых мощностей без серьезного увеличения нагрузки на потребителей? Чтобы приблизить эту цель, нужно обеспечить, как минимум, шесть условий.
Низкая инфляция и доступные кредиты
✔️ Высокий инфляционный фон и связанное с ним удорожание кредитов – головная боль российской электроэнергетики. Это видно по отчетности «Россетей» и «РусГидро» – компаний с госучастием, которые закончили с убытками прошлый год, в том числе из-за роста долговой нагрузки: у «Россетей» размер кратко- и долгосрочных заемных средств в 2024 г. вырос на 15% (на 95,2 млрд руб.), а у «РусГидро» – на 59% (на 211 млрд руб.).
▪️ Возвращение инфляции к таргету в 4% и удешевление банковских кредитов снизит стоимость привлечения средств для финансирования капзатрат.
Возвращение зарубежных поставщиков
✔️ «Головной болью» для отрасли является и уход зарубежных производителей оборудования, в том числе газовых турбин большой мощности, выпуск которых только начинают осваивать российские компании: первый подобный агрегат – ГТД-110М производства «ОДК» – в 2024 г. был установлен на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, а в 2025 г. одна из модификаций турбины «ГТЭ-170» «Силовых машин» должна быть введена в строй на Каширской ГРЭС в Московской области.
▪️ Однако спрос на газовые турбины всё равно существенно опережает предложение. Косвенно об этом свидетельствует недавнее решение правительства перенести сроки шести проектов модернизации ТЭС. Без возвращения зарубежных поставщиков сдвиг проектов «вправо» по временной шкале станет нормой – соответствующие издержки компании будут покрывать за счет потребителей.
Демонополизация отрасли
✔️ Генерирующим и сетевым компаниям сложно обеспечить рентабельность, имея на балансе множество убыточных активов. Самый простой пример – сетевая инфраструктура Дальнего Востока, которая находится в руках «РусГидро». После того, как в 2025 г. Дальний Восток присоединился к энергорынку, регуляторам предстоит вывести региональные ЛЭП и подстанции из состава «РусГидро» – это обеспечит выполнение антимонопольных норм, запрещающих совмещение функций генерации и передачи электроэнергии.
▪️ Однако постановка этих активов на баланс «Россетей» еще сильнее ухудшит финансовое положение компании, что чревато дополнительными издержками для потребителей. Поэтому эффективнее создать независимого регионального оператора сетей, который бы находился под жестким контролем ФАС. При этом разукрупнение актуально и для сегмента генерации, где основные активы принадлежат государственными либо квази-государственным компаниям.
20.04.202514:39
Расходы на обслуживание госдолга превышают объем средств от размещения ОФЗ
✔️ Средняя цена Urals в марте 2025 г. составила $58,3 за баррель, впервые за полтора с лишним года опустившись ниже ценового потолка. Как сообщает ОПЕК со ссылкой на данные Argus, средняя цена Brent в марте 2025 г. достигла $72,5 за баррель, а дисконт – $14,2 за баррель.
▪️ Для сравнения: федеральный бюджет на 2025 г. сверстан иcходя из цены Urals в $69,7 за баррель.
▪️ Торможение спроса на нефть в КНР, высокий профицит Upstream-мощностей на Ближнем Востоке и рост предложения в Южной Америке создают риски дальнейшего падения цена на нефть Brent, которые (риски) можно будет купировать только за счет выхода из международной изоляции и возвращения дисконта Urals к Brent к многолетней норме в $1-2 за баррель.
✔️ Однако даже при сокращении дисконта правительству придется всерьез пересматривать бюджетные приоритеты, в том числе из-за роста расходов на обслуживание госдолга: по данным Минфина, в I квартале 2025 г. расходы на обслуживание ОФЗ (облигаций федерального займа) превысили объем привлеченных средств на 108,5 млрд руб.
▪️ Эта разница была отрицательной на протяжении 9 из последних 13 кварталов (с I квартала 2022 г. по I квартал 2025 г.). Объем привлеченных средств превысил «расходы по процентам» лишь четырежды: в I и II кварталах 2023 г., а также в IV квартале 2022 г. и IV квартале 2024 г., причем в двух из четырех случаях этого удалось сделать за счет «флоатеров» – бумаг с переменным доходом, размещение которых чревато увеличением расходов на обслуживание долга.
✔️ К пересмотрю бюджетных приоритетов будет подталкивать и сокращение ликвидной части Фонда национального благосостояния (ФНБ), в которой по итогам марта 2025 г. осталось лишь 3,3 трлн руб. (против 9,7 трлн руб. по итогам февраля 2022 г.).
✔️ Средняя цена Urals в марте 2025 г. составила $58,3 за баррель, впервые за полтора с лишним года опустившись ниже ценового потолка. Как сообщает ОПЕК со ссылкой на данные Argus, средняя цена Brent в марте 2025 г. достигла $72,5 за баррель, а дисконт – $14,2 за баррель.
▪️ Для сравнения: федеральный бюджет на 2025 г. сверстан иcходя из цены Urals в $69,7 за баррель.
▪️ Торможение спроса на нефть в КНР, высокий профицит Upstream-мощностей на Ближнем Востоке и рост предложения в Южной Америке создают риски дальнейшего падения цена на нефть Brent, которые (риски) можно будет купировать только за счет выхода из международной изоляции и возвращения дисконта Urals к Brent к многолетней норме в $1-2 за баррель.
✔️ Однако даже при сокращении дисконта правительству придется всерьез пересматривать бюджетные приоритеты, в том числе из-за роста расходов на обслуживание госдолга: по данным Минфина, в I квартале 2025 г. расходы на обслуживание ОФЗ (облигаций федерального займа) превысили объем привлеченных средств на 108,5 млрд руб.
▪️ Эта разница была отрицательной на протяжении 9 из последних 13 кварталов (с I квартала 2022 г. по I квартал 2025 г.). Объем привлеченных средств превысил «расходы по процентам» лишь четырежды: в I и II кварталах 2023 г., а также в IV квартале 2022 г. и IV квартале 2024 г., причем в двух из четырех случаях этого удалось сделать за счет «флоатеров» – бумаг с переменным доходом, размещение которых чревато увеличением расходов на обслуживание долга.
✔️ К пересмотрю бюджетных приоритетов будет подталкивать и сокращение ликвидной части Фонда национального благосостояния (ФНБ), в которой по итогам марта 2025 г. осталось лишь 3,3 трлн руб. (против 9,7 трлн руб. по итогам февраля 2022 г.).
Переслав з:
Деньги и песец
19.04.202514:32
Ключевые события и тренды из мира энергетики – в обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️ Китай остается лидером по вводу ВИЭ: по данным IRENA, в мире в целом в 2024 г. было введено в строй 565 ГВт солнечных и ветровых генераторов, из них 63% (358 ГВт) приходилось на КНР. Для сравнения: мощность всех электростанций в ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️ Экспорт нефти из США по итогам 2024 г. увеличился на символические 0,7%, а в абсолютном выражении – на 27 тыс. баррелей в сутки (б/с). По данным Управления энергетической информации (EIA), объем поставок достиг 4,1 млн б/с, что является историческим максимумом. Крупнейшим направлением экспорта осталась Европа: поставки нефти в Великобританию и ЕС увеличились на 132 тыс. б/с, а их доля в общей структуре экспорта достигла 47% (против 44%).
✔️ Несмотря на давление США на Иран, Китай увеличивает импорт иранской нефти. По данным S&P Global Platts, в марте 2025 г. объем поставок достиг 1,9 млн баррелей в сутки (б/с) – это на 20% больше, чем месяцем ранее, и на 12%, чем в августе 2024 г., когда был установлен предыдущий максимум.
✔️ Во второй половине 2020-х средняя цена Brent может стабилизироваться в диапазоне от $55 до $60 за баррель с поправкой на долларовую инфляцию. Это будет связано с долгосрочными факторами: электромобильной революцией в Китае и ее экспансией в развивающиеся страны, которые пока что являются главными драйверами спроса на нефть, и ростом предложения в Южной Америке.
✔️ В 2021 г. на долю США могла приходиться треть импорта сжиженного природного газа (СПГ) в ЕС, а в 2023-2024 гг. – почти половина. Такой вывод можно сделать, если сопоставить данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
✔️ Что не так с новой Энергостратегией, опубликованной на этой неделе? Ответ – в колонке для Forbes
Выпуск от 19 апреля 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
✔️ Китай остается лидером по вводу ВИЭ: по данным IRENA, в мире в целом в 2024 г. было введено в строй 565 ГВт солнечных и ветровых генераторов, из них 63% (358 ГВт) приходилось на КНР. Для сравнения: мощность всех электростанций в ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️ Экспорт нефти из США по итогам 2024 г. увеличился на символические 0,7%, а в абсолютном выражении – на 27 тыс. баррелей в сутки (б/с). По данным Управления энергетической информации (EIA), объем поставок достиг 4,1 млн б/с, что является историческим максимумом. Крупнейшим направлением экспорта осталась Европа: поставки нефти в Великобританию и ЕС увеличились на 132 тыс. б/с, а их доля в общей структуре экспорта достигла 47% (против 44%).
✔️ Несмотря на давление США на Иран, Китай увеличивает импорт иранской нефти. По данным S&P Global Platts, в марте 2025 г. объем поставок достиг 1,9 млн баррелей в сутки (б/с) – это на 20% больше, чем месяцем ранее, и на 12%, чем в августе 2024 г., когда был установлен предыдущий максимум.
✔️ Во второй половине 2020-х средняя цена Brent может стабилизироваться в диапазоне от $55 до $60 за баррель с поправкой на долларовую инфляцию. Это будет связано с долгосрочными факторами: электромобильной революцией в Китае и ее экспансией в развивающиеся страны, которые пока что являются главными драйверами спроса на нефть, и ростом предложения в Южной Америке.
✔️ В 2021 г. на долю США могла приходиться треть импорта сжиженного природного газа (СПГ) в ЕС, а в 2023-2024 гг. – почти половина. Такой вывод можно сделать, если сопоставить данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
✔️ Что не так с новой Энергостратегией, опубликованной на этой неделе? Ответ – в колонке для Forbes
Выпуск от 19 апреля 2025 г. Кирилл @kirillrodionov Родионов – специально для @moneyandpolarfox
18.04.202505:58
Таким ли уж дорогим является американский газ?
✔️ В 2021 г. на долю США могла приходиться треть импорта сжиженного природного газа (СПГ) в ЕС, а в 2023-2024 гг. – почти половина. Такой вывод можно сделать, если сопоставить данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Объемы
▪️По данным EIA, экспорт СПГ из США в страны ЕС увеличился с 64 млн куб. м в сутки в 2021 г. до 173 млн куб. м в сутки в 2023 г. и 142 млн куб. м в сутки в 2024 г.
▪️По данным ENTSOG, импорт СПГ в Евросоюзе – из США и всех прочих стран – в 2021 г. составлял 188 млн куб. м в сутки, в 2023 г. – 351 млн куб. м в сутки, а в 2024 г. – 299 млн куб. м в сутки.
▪️Для сравнения: общий импорт газа в ЕС – включая СПГ и трубопроводные поставки – сократился с 962 млн куб. м в сутки в 2021 г. до 837 млн куб. м в сутки в 2023 г. и 791 млн куб. м в сутки в 2024 г. (данные ENTSOG).
Цены
▪️ По данным EIA, средняя цена поставок СПГ из США в ЕС выросла с $221 за тыс. куб. м в 2021 г. до $455 за тыс. куб. м в 2022 г., однако в 2024 г. она вернулась на «докризисный» уровень ($225 за тыс. куб. м).
▪️ Во всех трех случаях стоимость поставок была ниже средней спотовой цены на крупнейшем в Европе хабе TTF, которая в 2021 г. достигла $577 за тыс. куб. м, в 2022 г. – $1444 за тыс. куб. м, а в 2024 г. – $392 за тыс. куб. м.
▪️ Вслед за динамикой цен менялась и выручка от экспорта СПГ из США в ЕС: увеличившись с $5,2 млрд в 2021 г. до $25,9 млрд в 2022 г., она могла сократиться до $11,8 млрд в 2024 г. (подсчеты на основе данных EIA об объеме и средних ценах поставок).
✔️ В целом, эти данные демонстрируют, что стоимость поставок СПГ из США в ЕС сопоставима с «докризисными» ценами «Газпрома»: так, по итогам первых девяти месяцев 2021 г. средняя цена трубопроводных поставок газа из России в Европу составила $241 за тыс. куб. м, включая таможенные пошлины (более поздних данных нет).
✔️ В 2021 г. на долю США могла приходиться треть импорта сжиженного природного газа (СПГ) в ЕС, а в 2023-2024 гг. – почти половина. Такой вывод можно сделать, если сопоставить данные Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).
Объемы
▪️По данным EIA, экспорт СПГ из США в страны ЕС увеличился с 64 млн куб. м в сутки в 2021 г. до 173 млн куб. м в сутки в 2023 г. и 142 млн куб. м в сутки в 2024 г.
▪️По данным ENTSOG, импорт СПГ в Евросоюзе – из США и всех прочих стран – в 2021 г. составлял 188 млн куб. м в сутки, в 2023 г. – 351 млн куб. м в сутки, а в 2024 г. – 299 млн куб. м в сутки.
▪️Для сравнения: общий импорт газа в ЕС – включая СПГ и трубопроводные поставки – сократился с 962 млн куб. м в сутки в 2021 г. до 837 млн куб. м в сутки в 2023 г. и 791 млн куб. м в сутки в 2024 г. (данные ENTSOG).
Цены
▪️ По данным EIA, средняя цена поставок СПГ из США в ЕС выросла с $221 за тыс. куб. м в 2021 г. до $455 за тыс. куб. м в 2022 г., однако в 2024 г. она вернулась на «докризисный» уровень ($225 за тыс. куб. м).
▪️ Во всех трех случаях стоимость поставок была ниже средней спотовой цены на крупнейшем в Европе хабе TTF, которая в 2021 г. достигла $577 за тыс. куб. м, в 2022 г. – $1444 за тыс. куб. м, а в 2024 г. – $392 за тыс. куб. м.
▪️ Вслед за динамикой цен менялась и выручка от экспорта СПГ из США в ЕС: увеличившись с $5,2 млрд в 2021 г. до $25,9 млрд в 2022 г., она могла сократиться до $11,8 млрд в 2024 г. (подсчеты на основе данных EIA об объеме и средних ценах поставок).
✔️ В целом, эти данные демонстрируют, что стоимость поставок СПГ из США в ЕС сопоставима с «докризисными» ценами «Газпрома»: так, по итогам первых девяти месяцев 2021 г. средняя цена трубопроводных поставок газа из России в Европу составила $241 за тыс. куб. м, включая таможенные пошлины (более поздних данных нет).
17.04.202519:07
Нестыковка в Энергостратегии: технический VS технологический
✔️Энергостратегия-2050 включает пять сценариев, один из которых предполагает наращивание производства энергоресурсов вне зависимости от экономической целесообразности.
▪️В основном тексте документа он назван «сценарием технического потенциала», а в приложении, где приводятся проектировки на ближайшие 25 лет, – «сценарием технологического потенциала».
▪️Такая нестыковка, как минимум, ставит в неловкое положение комментаторов: какой термин не используй, ты в любом случае делаешь ошибку.
✔️Хотя по смыслу здесь больше подходит слово «технический», поскольку речь, де-факто, идет о технически возможном предложении энергоресурсов, тогда как словосочетание «технологический потенциал», как правило, используется применительно к коммерциализации разработок (хотя любое определение задается «по конвенции» и читается справа налево, а слева направо).
▪️В любом случае, регулятору следовало бы прояснить этот момент.
✔️Энергостратегия-2050 включает пять сценариев, один из которых предполагает наращивание производства энергоресурсов вне зависимости от экономической целесообразности.
▪️В основном тексте документа он назван «сценарием технического потенциала», а в приложении, где приводятся проектировки на ближайшие 25 лет, – «сценарием технологического потенциала».
▪️Такая нестыковка, как минимум, ставит в неловкое положение комментаторов: какой термин не используй, ты в любом случае делаешь ошибку.
✔️Хотя по смыслу здесь больше подходит слово «технический», поскольку речь, де-факто, идет о технически возможном предложении энергоресурсов, тогда как словосочетание «технологический потенциал», как правило, используется применительно к коммерциализации разработок (хотя любое определение задается «по конвенции» и читается справа налево, а слева направо).
▪️В любом случае, регулятору следовало бы прояснить этот момент.
Переслав з:EMCR experts
17.04.202511:41
📌Тред дня EMCR News: Что не так с российской энергостратегией-2050
⏩Российская энергостратегия-2050 признаёт риски для экспорта ископаемого топлива на фоне глобального энергоперехода, но игнорирует проблему снижения рентабельности угольной, газовой и нефтяной отраслей, пишет Кирилл Родионов @kirillrodionov. В стратегии почти не упоминаются меры по снижению издержек, демонополизации газовой отрасли или налоговой корректировке. Документ предлагает нереалистичные прогнозы, вместо ответа на вопрос, что делать со снижением рентабельности экспорта https://emcr.io/news/t/energy-strategy-2050
⏩Полевой @dmitrypolevoy: экономика остывает, инфляционные ожидания/планы бизнеса тоже. Ставка работает, эффекты трансмиссии налицо https://emcr.io/news/t/business-activity-april-polevoy
🚗BYD считали дешевым китайским брендом, однако в 1 кв. 2024 года она второй раз обошла Tesla в продажах электромобилей. Отсутствие BYD в США из слабости превратилось в силу https://emcr.io/news/t/ev-auto-market-china-us-eu
__________________
💸 Хотите узнать, кто, кому, за что и сколько платит в финансах? Тогда смотрите наш Калькулятор зарплат https://emcr.io/glassdoor
⏩Российская энергостратегия-2050 признаёт риски для экспорта ископаемого топлива на фоне глобального энергоперехода, но игнорирует проблему снижения рентабельности угольной, газовой и нефтяной отраслей, пишет Кирилл Родионов @kirillrodionov. В стратегии почти не упоминаются меры по снижению издержек, демонополизации газовой отрасли или налоговой корректировке. Документ предлагает нереалистичные прогнозы, вместо ответа на вопрос, что делать со снижением рентабельности экспорта https://emcr.io/news/t/energy-strategy-2050
⏩Полевой @dmitrypolevoy: экономика остывает, инфляционные ожидания/планы бизнеса тоже. Ставка работает, эффекты трансмиссии налицо https://emcr.io/news/t/business-activity-april-polevoy
🚗BYD считали дешевым китайским брендом, однако в 1 кв. 2024 года она второй раз обошла Tesla в продажах электромобилей. Отсутствие BYD в США из слабости превратилось в силу https://emcr.io/news/t/ev-auto-market-china-us-eu
__________________
💸 Хотите узнать, кто, кому, за что и сколько платит в финансах? Тогда смотрите наш Калькулятор зарплат https://emcr.io/glassdoor
17.04.202510:25
Недооценка рисков: что не так с российской энергостратегией-2050. Часть 4
✔️В этих условиях нужны решения, позволяющие снизить издержки на производство энергоресурсов внутри страны, минимизировать нагрузку на потребителей и при этом нарастить экспорт тех видов ископаемого топлива, спрос на которые будет расти в ближайшие годы. К таким решениям относится демонополизация в газовой отрасли, включая полное дерегулирование экспорта СПГ, пересмотр НДД и НДПИ на нефть, особенно для регионов со сложными условиями добычи, отказ от низкорентабельной подземной угледобычи, на которую приходится четверть предложения угля в России, и смещение географии отрасли на Восток, поближе к экспортным рынкам.
▪️Эти решения практически не упоминаются в тексте энергетической стратегии. Конечно, сказываются рамки жанра: Минэнерго не может напрямую заявить, что без снятия санкций России придется забыть о вводе новых мощностей в СПГ-отрасли, а риски дефицита на топливном рынке станут долговременными. Но все же в силах регулятора подчеркнуть вызовы в развитии отрасли и обозначить те решения, которые находятся в границах возможного, будь то снижение налоговой нагрузки в нефтедобыче или развитие автономной солнечной генерации, которое может частично купировать энергодефицит в энергосистеме юга России.
▪️Вместо этого в документе можно встретить отсылки к плану ГОЭЛРО 1920 года, предполагавшего централизацию в электроэнергетике, и совершенно нереалистичные проектировки по добыче угля. Что самое главное, энергетическая стратегия не отвечает на вопрос: что регуляторы будут делать со снижением рентабельности экспорта? Напротив, один из сценариев — сценарий технического потенциала оценивает возможности по увеличению предложения энергоресурсов без учета экономической целесообразности, хотя именно ее нужно ставить во главу угла.
✔️Поэтому уже в скором будущем правительству, скорее всего, придется готовить новую стратегию для российской энергетики, которая будет жестче акцентировать риски и предлагать реальные ответы на основные вызовы.
Подробнее – на сайте Forbes
✔️В этих условиях нужны решения, позволяющие снизить издержки на производство энергоресурсов внутри страны, минимизировать нагрузку на потребителей и при этом нарастить экспорт тех видов ископаемого топлива, спрос на которые будет расти в ближайшие годы. К таким решениям относится демонополизация в газовой отрасли, включая полное дерегулирование экспорта СПГ, пересмотр НДД и НДПИ на нефть, особенно для регионов со сложными условиями добычи, отказ от низкорентабельной подземной угледобычи, на которую приходится четверть предложения угля в России, и смещение географии отрасли на Восток, поближе к экспортным рынкам.
▪️Эти решения практически не упоминаются в тексте энергетической стратегии. Конечно, сказываются рамки жанра: Минэнерго не может напрямую заявить, что без снятия санкций России придется забыть о вводе новых мощностей в СПГ-отрасли, а риски дефицита на топливном рынке станут долговременными. Но все же в силах регулятора подчеркнуть вызовы в развитии отрасли и обозначить те решения, которые находятся в границах возможного, будь то снижение налоговой нагрузки в нефтедобыче или развитие автономной солнечной генерации, которое может частично купировать энергодефицит в энергосистеме юга России.
▪️Вместо этого в документе можно встретить отсылки к плану ГОЭЛРО 1920 года, предполагавшего централизацию в электроэнергетике, и совершенно нереалистичные проектировки по добыче угля. Что самое главное, энергетическая стратегия не отвечает на вопрос: что регуляторы будут делать со снижением рентабельности экспорта? Напротив, один из сценариев — сценарий технического потенциала оценивает возможности по увеличению предложения энергоресурсов без учета экономической целесообразности, хотя именно ее нужно ставить во главу угла.
✔️Поэтому уже в скором будущем правительству, скорее всего, придется готовить новую стратегию для российской энергетики, которая будет жестче акцентировать риски и предлагать реальные ответы на основные вызовы.
Подробнее – на сайте Forbes
17.04.202509:04
Недооценка рисков: что не так с российской энергостратегией-2050. Часть 3
✔️К негативным факторам относятся и санкции, которые закрыли доступ на европейский рынок для российских производителей нефти, угля и полимеров, заблокировали реализацию новых крупных проектов в производстве сжиженного природного газа (СПГ) и увеличили дисконты на российские энергоресурсы. Проблемой является и рост налоговой нагрузки, который привел к падению рентабельности нефтедобычи в Поволжье и стал одной из причин кризиса в угольной отрасли.
▪️В долгосрочной перспективе риском является и снижение потенциала внешнего спроса на нефть и газ из-за развития низкоуглеродной энергетики и транспорта. Торговые ограничения в США и Европе будут стимулировать китайских производителей электромобилей к выдавливанию автомобилей с двигателем внутреннего сгорания с китайского рынка и рынков развивающихся стран, которые сейчас рассматриваются в качестве основных драйверов нефтяного спроса. В свою очередь, бум солнечной генерации и внедрение накопителей энергии замедлит ввод новых газовых электростанций.
✔️Это не означает отказ от использования ископаемого топлива, но влечет усиление конкуренции между производителями углеводородов, которое будет происходить на фоне масштабного ввода экспортных СПГ-мощностей в Северной Америке и плавучих установок для добычи нефти (FPSO) в Бразилии и Гайане.
Подробнее – на сайте Forbes
✔️К негативным факторам относятся и санкции, которые закрыли доступ на европейский рынок для российских производителей нефти, угля и полимеров, заблокировали реализацию новых крупных проектов в производстве сжиженного природного газа (СПГ) и увеличили дисконты на российские энергоресурсы. Проблемой является и рост налоговой нагрузки, который привел к падению рентабельности нефтедобычи в Поволжье и стал одной из причин кризиса в угольной отрасли.
▪️В долгосрочной перспективе риском является и снижение потенциала внешнего спроса на нефть и газ из-за развития низкоуглеродной энергетики и транспорта. Торговые ограничения в США и Европе будут стимулировать китайских производителей электромобилей к выдавливанию автомобилей с двигателем внутреннего сгорания с китайского рынка и рынков развивающихся стран, которые сейчас рассматриваются в качестве основных драйверов нефтяного спроса. В свою очередь, бум солнечной генерации и внедрение накопителей энергии замедлит ввод новых газовых электростанций.
✔️Это не означает отказ от использования ископаемого топлива, но влечет усиление конкуренции между производителями углеводородов, которое будет происходить на фоне масштабного ввода экспортных СПГ-мощностей в Северной Америке и плавучих установок для добычи нефти (FPSO) в Бразилии и Гайане.
Подробнее – на сайте Forbes
Рекорди
10.04.202518:08
3.9KПідписників29.03.202512:17
2200Індекс цитування15.03.202511:21
41.4KОхоплення 1 допису04.04.202518:37
40.3KОхоп рекл. допису27.10.202423:59
3.36%ER29.12.202423:59
1701.57%ERRПереслав з:Деньги и песец
07.04.202509:31
Почему нефть так важна для РФ-экономики? (Дело не только в бюджете).
Для ответа на этот вопрос надо оглянуться на 150 лет назад, когда в России, собственно, и начался экономический рост в его современном понимании
В чем ключевая проблема запуска экономического роста для догоняющей страны?
В том, что у вас нет сбережений для инвестирования в торгуемые сектора, производящие товары с высокой добавленной стоимостью. Вот как в РИ у крестьян, живущих натуральным хозяйством, сбережений (в достаточных объемах) не было и быть не могло. Спрятанное в кубышке на черный день – не работало.
А что же делать?
На макроуровне вам надо повысить норму прибыли, что расширит возможности инвестирования/ускоренного развития торгуемого сектора.
Если мы говорим об экономике типа советской, в которой правительство есть монопольный бенефициар, менеджер и инвестор, то вам надо повысить бюджетные доходы. (Отметим, РФ-правительство на этом тоже зациклено)
Как это сделать? Опять же, с т.з. макро, вам надо будет тем или иным способом снизить/задержать уровень жизни населения, и, соответственно – цену труда (с поправкой на производительность, т.е. Unit Labor Costs (ULC) затраты на рабочую силу для производства единицы товара)
Если сосем просто – ценой отказа от потребления, покупаем инвестиции в производство
На практике у вас не так много вариантов «экономической политики»
1) Ввести импортные барьеры, или просто запретить импорт, параллельно с максимальным открытием страны для притока внешнего капитала. Пример - РИ в 90-е годах XIX-го в.
Проблема – такой рост имеет ограничения – после того, как «внешний капитал» построит все, что можно (вот как на французские деньги был построен Транссиб), оказывается, что сбережений у людей все равно недостаточно (результат вашей политики по снижению ULC), а механизмы накопления капитала либо не созданы, либо разрушены (как это произошло в России в 1920е годы)
2) В этом случае вы можете сыграть в «ножницы цен» - дешево покупаем у крестьян сельхозпродукты, и дорого продаем им промтовары – то есть, снижаем потребление в одном из секторов экономики, и за счет этого финансируем другой сектор (Иван Крылов описал такую политику в басне про «Тришкин кафтан»), чем, собственно, и занималась советская власть в 20е годы ХХ века.
Такая модель работает ровно до момента, когда крестьяне не начнут снижать производительность своего хозяйства (раз все равно ничего не купить), что и произошло на рубеже 1930х г
3) Тогда у вас есть вариант резко увеличить налогообложение потребления – в СССР это приняло форму коллективизации (а в городах были карточки, нормирование – с точки зрения макро, это тоже налогообложение потребления – то есть снижение ULC)
Такая политика позволила товарищу Сталину увеличить долю сбережения в ВВП почти втрое - с 13% до 30% и построить промышленность.
Но проблема в том, что этой картой можно сыграть один раз – да, крестьяне уйдут из деревни в города, где вы поставите их к конвейерам, но в какой то момент этот человеческий ресурс закончится и вы получаете падение объемов производства в деревне (некому работать), с одновременным снижением производительности в городе (нечего покупать).
Можно было бы вложить средства в сельское хозяйство – но у вас как не было, так и нет сбережений (вы же не просто так снижали ULC!) и нет капитала. И это то, что СССР получил на рубеже 1960х. Советское правительство распахало целину (не помогло) повысило цены на продукты, с одновременным повышением норм выработки (опять снижение ULC), то есть попробовало еще раз щелкнуть «ножницами цен», заставив рабочих дорого покупать продукты у крестьян и получило волнения в городах
Подумав, правительство приняло хорошее макроэкономическое решение – вместо того, чтобы замещать труд капиталом, оно «капитал» заместило «нефтью». Приток нефтедолларов позволил «оторвать от пола» норму сбережений и доходы от стали эквивалентом капитала, который за сто лет так и не получилось накопить.
Собственно, эту роль "капитала" для экономики, нефть играет и сейчас
Для ответа на этот вопрос надо оглянуться на 150 лет назад, когда в России, собственно, и начался экономический рост в его современном понимании
В чем ключевая проблема запуска экономического роста для догоняющей страны?
В том, что у вас нет сбережений для инвестирования в торгуемые сектора, производящие товары с высокой добавленной стоимостью. Вот как в РИ у крестьян, живущих натуральным хозяйством, сбережений (в достаточных объемах) не было и быть не могло. Спрятанное в кубышке на черный день – не работало.
А что же делать?
На макроуровне вам надо повысить норму прибыли, что расширит возможности инвестирования/ускоренного развития торгуемого сектора.
Если мы говорим об экономике типа советской, в которой правительство есть монопольный бенефициар, менеджер и инвестор, то вам надо повысить бюджетные доходы. (Отметим, РФ-правительство на этом тоже зациклено)
Как это сделать? Опять же, с т.з. макро, вам надо будет тем или иным способом снизить/задержать уровень жизни населения, и, соответственно – цену труда (с поправкой на производительность, т.е. Unit Labor Costs (ULC) затраты на рабочую силу для производства единицы товара)
Если сосем просто – ценой отказа от потребления, покупаем инвестиции в производство
На практике у вас не так много вариантов «экономической политики»
1) Ввести импортные барьеры, или просто запретить импорт, параллельно с максимальным открытием страны для притока внешнего капитала. Пример - РИ в 90-е годах XIX-го в.
Проблема – такой рост имеет ограничения – после того, как «внешний капитал» построит все, что можно (вот как на французские деньги был построен Транссиб), оказывается, что сбережений у людей все равно недостаточно (результат вашей политики по снижению ULC), а механизмы накопления капитала либо не созданы, либо разрушены (как это произошло в России в 1920е годы)
2) В этом случае вы можете сыграть в «ножницы цен» - дешево покупаем у крестьян сельхозпродукты, и дорого продаем им промтовары – то есть, снижаем потребление в одном из секторов экономики, и за счет этого финансируем другой сектор (Иван Крылов описал такую политику в басне про «Тришкин кафтан»), чем, собственно, и занималась советская власть в 20е годы ХХ века.
Такая модель работает ровно до момента, когда крестьяне не начнут снижать производительность своего хозяйства (раз все равно ничего не купить), что и произошло на рубеже 1930х г
3) Тогда у вас есть вариант резко увеличить налогообложение потребления – в СССР это приняло форму коллективизации (а в городах были карточки, нормирование – с точки зрения макро, это тоже налогообложение потребления – то есть снижение ULC)
Такая политика позволила товарищу Сталину увеличить долю сбережения в ВВП почти втрое - с 13% до 30% и построить промышленность.
Но проблема в том, что этой картой можно сыграть один раз – да, крестьяне уйдут из деревни в города, где вы поставите их к конвейерам, но в какой то момент этот человеческий ресурс закончится и вы получаете падение объемов производства в деревне (некому работать), с одновременным снижением производительности в городе (нечего покупать).
Можно было бы вложить средства в сельское хозяйство – но у вас как не было, так и нет сбережений (вы же не просто так снижали ULC!) и нет капитала. И это то, что СССР получил на рубеже 1960х. Советское правительство распахало целину (не помогло) повысило цены на продукты, с одновременным повышением норм выработки (опять снижение ULC), то есть попробовало еще раз щелкнуть «ножницами цен», заставив рабочих дорого покупать продукты у крестьян и получило волнения в городах
Подумав, правительство приняло хорошее макроэкономическое решение – вместо того, чтобы замещать труд капиталом, оно «капитал» заместило «нефтью». Приток нефтедолларов позволил «оторвать от пола» норму сбережений и доходы от стали эквивалентом капитала, который за сто лет так и не получилось накопить.
Собственно, эту роль "капитала" для экономики, нефть играет и сейчас
Переслав з:
Родионов
10.04.202517:34
«Гонка тарифов» – дополнительная возможность для возвращения «Газпрома» на европейский рынок
✔️ Импорт газа в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – в первом квартале 2025 г. составил 805 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее (813 млн куб. м в сутки).
▪️Однако структура импорта заметно изменилась: по данным ENTSOG, доля поставок «Газпрома» сократилась с 10% в первом квартале 2024 г. до 6% в первом квартале 2025 г., тогда как доля СПГ выросла с 41% до 46%. Доля всех прочих поставщиков – Норвегии (30%), Азербайджана (4%), Великобритании (3%) и стран Северной Африки (11%) – почти не изменилась.
✔️Еще более разительными выглядят отличия в сравнении с первым кварталом 2021 г.:
▪️Поставки «Газпрома» сократились на 89%, а в абсолютном выражении – на 368 млн куб. м в сутки (до 44 млн куб. м в сутки). Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС сократилась с 43% в первом квартале 2021 г. до 6% в первом квартале 2025 г.
▪️Импорт СПГ увеличился более чем вдвое, или на 200 млн куб. м в сутки (до 371 млн куб. м в сутки); доля СПГ в структуре импорта газа выросла с 18% до 46% соответственно.
▪️Поставки всех прочих стран-производителей – Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки – выросли за тот же период на 22 млн куб. м в сутки (до 390 млн куб. м в сутки), а их доля – с 39% до 48%.
✔️Несмотря на сокращение поставок, у «Газпрома» есть возможности для наращивания экспорта в Европу:
▪️Во-первых, для этого есть инфраструктура в виде украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м в сутки.
▪️Во-вторых, несмотря на «остужение» рынка в сравнении с 2022 г., когда котировки газа достигли многолетнего максимума, цены остаются сравнительно высокими: в первом квартале 2025 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF составила $516 за тыс. куб. м – это на 65% выше, чем в первом квартале 2024 г. ($313 за тыс. куб. м), и на 120%, чем в первом квартале 2021 г. ($233 за тыс. куб. м).
✔️Одной из причин высоких цен является конкуренция между потребителями в Азии и Европе: чтобы закупить газ на спотовом рынке, потребителю необходимо предложить поставщику цену, сопоставимую со стоимостью газа в «конкурирующем» регионе. По данным МЭА, корреляция цен на СПГ в Азии и Европе в 2024 г. достигла максимума за всю историю наблюдений.
▪️Снизить цены можно за счет резкого увеличения поставок российского газа в Европу. После урегулирования конфликта повестка сдерживания России отойдет на второй план, а на первый выйдет перезапуск роста в крупнейших экономиках ЕС, в том числе за счет снижения энергетических издержек.
▪️Важную роль может сыграть внешнеторговая политика администрации Трампа, из-за которой бизнесу и регуляторам в ЕС придется искать дополнительные возможности для экономии издержек. При этом, с электоральной точки зрения, европейским политикам будет выгодно продемонстрировать снижение зависимости Украины от внешней помощи.
✔️Поэтому после 2025 г. «Газпром» может полноценно вернуться на европейский рынок – сделать это будет проще, чем в случае производителей нефти, угля и нефтепродуктов, которые находятся под общеевропейским эмбарго.
✔️ Импорт газа в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – в первом квартале 2025 г. составил 805 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее (813 млн куб. м в сутки).
▪️Однако структура импорта заметно изменилась: по данным ENTSOG, доля поставок «Газпрома» сократилась с 10% в первом квартале 2024 г. до 6% в первом квартале 2025 г., тогда как доля СПГ выросла с 41% до 46%. Доля всех прочих поставщиков – Норвегии (30%), Азербайджана (4%), Великобритании (3%) и стран Северной Африки (11%) – почти не изменилась.
✔️Еще более разительными выглядят отличия в сравнении с первым кварталом 2021 г.:
▪️Поставки «Газпрома» сократились на 89%, а в абсолютном выражении – на 368 млн куб. м в сутки (до 44 млн куб. м в сутки). Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС сократилась с 43% в первом квартале 2021 г. до 6% в первом квартале 2025 г.
▪️Импорт СПГ увеличился более чем вдвое, или на 200 млн куб. м в сутки (до 371 млн куб. м в сутки); доля СПГ в структуре импорта газа выросла с 18% до 46% соответственно.
▪️Поставки всех прочих стран-производителей – Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки – выросли за тот же период на 22 млн куб. м в сутки (до 390 млн куб. м в сутки), а их доля – с 39% до 48%.
✔️Несмотря на сокращение поставок, у «Газпрома» есть возможности для наращивания экспорта в Европу:
▪️Во-первых, для этого есть инфраструктура в виде украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м в сутки.
▪️Во-вторых, несмотря на «остужение» рынка в сравнении с 2022 г., когда котировки газа достигли многолетнего максимума, цены остаются сравнительно высокими: в первом квартале 2025 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF составила $516 за тыс. куб. м – это на 65% выше, чем в первом квартале 2024 г. ($313 за тыс. куб. м), и на 120%, чем в первом квартале 2021 г. ($233 за тыс. куб. м).
✔️Одной из причин высоких цен является конкуренция между потребителями в Азии и Европе: чтобы закупить газ на спотовом рынке, потребителю необходимо предложить поставщику цену, сопоставимую со стоимостью газа в «конкурирующем» регионе. По данным МЭА, корреляция цен на СПГ в Азии и Европе в 2024 г. достигла максимума за всю историю наблюдений.
▪️Снизить цены можно за счет резкого увеличения поставок российского газа в Европу. После урегулирования конфликта повестка сдерживания России отойдет на второй план, а на первый выйдет перезапуск роста в крупнейших экономиках ЕС, в том числе за счет снижения энергетических издержек.
▪️Важную роль может сыграть внешнеторговая политика администрации Трампа, из-за которой бизнесу и регуляторам в ЕС придется искать дополнительные возможности для экономии издержек. При этом, с электоральной точки зрения, европейским политикам будет выгодно продемонстрировать снижение зависимости Украины от внешней помощи.
✔️Поэтому после 2025 г. «Газпром» может полноценно вернуться на европейский рынок – сделать это будет проще, чем в случае производителей нефти, угля и нефтепродуктов, которые находятся под общеевропейским эмбарго.
Видалено10.04.202523:14
Переслав з:
РИА Новости: экономика
09.04.202511:23
Цены на нефть в мире могут упасть ниже $50 за баррель в этом году, заявил РИА Новости независимый эксперт по энергетике Кирилл Родионов.
И повлияют на них не только торговые войны и рост добычи среди участников ОПЕК+, но и фундаментальные факторы.
Среди них:
▪️ Слабый рост спроса в Китае в 2024-2026 годах из-за завершения цикла восстановительного роста после пандемии, а также перехода на электромобили;
▪️ Большой профицит мощностей на Ближнем Востоке - 4,8 млн б/с, больше, чем добыча Ирака;
— Продолжающийся рост морской добычи в Бразилии и Гайане.
И повлияют на них не только торговые войны и рост добычи среди участников ОПЕК+, но и фундаментальные факторы.
Среди них:
▪️ Слабый рост спроса в Китае в 2024-2026 годах из-за завершения цикла восстановительного роста после пандемии, а также перехода на электромобили;
▪️ Большой профицит мощностей на Ближнем Востоке - 4,8 млн б/с, больше, чем добыча Ирака;
— Продолжающийся рост морской добычи в Бразилии и Гайане.
10.04.202520:13
Дешевеющий Urals помог стабилизировать российский экспорт нефти
✔️Несмотря на январские «прощальные» санкции администрации Байдена, морской экспорт нефти из России в I квартале 2025 г. сократился лишь на 4% в сравнении с IV кварталом 2024 г., до 3,3 млн баррелей в сутки (б/с). При этом, по данным S&P Global Platts, морской экспорт нефтепродуктов за тот же период увеличился на 7%, до 2,5 млн б/с.
▪️На экспорт нефти могло повлиять снижение цен: большую часть марта 2025 г. цена Urals на спотовом рынке находилась ниже ценового потолка в $60 за баррель, что снизило санкционные риски перевозчиков. Неслучайно в марте 2025 г. морские поставки нефти из РФ достигли 3,5 млн б/с, что стало четырехмесячным максимумом.
▪️В случае нефтепродуктов определяющим фактором является ущерб инфраструктуре НПЗ, который, судя по динамике поставок, удалось купировать в I квартале 2025 г.
✔️Крупнейшими импортерами нефти из России остаются Индия и Китай: в I квартале 2025 г. на их долю приходилось почти 80% морских поставок нефти из РФ (2,6 млн б/с).
▪️Основным импортером нефтепродуктов по-прежнему является Турция, доля которой составила 18% (440 тыс. б/с); в первую тройку также вошли Египет и Сингапур с общей долей в 21% (513 тыс. б/с).
✔️Ключевым риском ближайшего месяца является ужесточение санкций, на которое может пойти администрации Трампа в случае затягивания переговоров. Санкции будет играть на увеличение дисконта Urals к Brent, что критично на фоне общего «охлаждения» нефтяного рынка.
✔️Несмотря на январские «прощальные» санкции администрации Байдена, морской экспорт нефти из России в I квартале 2025 г. сократился лишь на 4% в сравнении с IV кварталом 2024 г., до 3,3 млн баррелей в сутки (б/с). При этом, по данным S&P Global Platts, морской экспорт нефтепродуктов за тот же период увеличился на 7%, до 2,5 млн б/с.
▪️На экспорт нефти могло повлиять снижение цен: большую часть марта 2025 г. цена Urals на спотовом рынке находилась ниже ценового потолка в $60 за баррель, что снизило санкционные риски перевозчиков. Неслучайно в марте 2025 г. морские поставки нефти из РФ достигли 3,5 млн б/с, что стало четырехмесячным максимумом.
▪️В случае нефтепродуктов определяющим фактором является ущерб инфраструктуре НПЗ, который, судя по динамике поставок, удалось купировать в I квартале 2025 г.
✔️Крупнейшими импортерами нефти из России остаются Индия и Китай: в I квартале 2025 г. на их долю приходилось почти 80% морских поставок нефти из РФ (2,6 млн б/с).
▪️Основным импортером нефтепродуктов по-прежнему является Турция, доля которой составила 18% (440 тыс. б/с); в первую тройку также вошли Египет и Сингапур с общей долей в 21% (513 тыс. б/с).
✔️Ключевым риском ближайшего месяца является ужесточение санкций, на которое может пойти администрации Трампа в случае затягивания переговоров. Санкции будет играть на увеличение дисконта Urals к Brent, что критично на фоне общего «охлаждения» нефтяного рынка.
22.04.202506:05
Как сделать Россию страной дешевой электроэнергии? 2/2
Отказ от субсидирования АЭС
✔️АЭС относятся к числу наиболее капиталоемких электростанций: по оценке МЭА, в 2023 г. ввод 1 кВт мощности АЭС в США обходился в среднем в $5000, тогда как ввод парогазовых установок – в $1000 на кВт. Из-за высокой капиталоемкости российские проекты АЭС за рубежом, как правило, реализуются за счет господдержки: так, госкредиты предоставлялись на строительство АЭС в Белоруссии, Бангладеш и Египте.
▪️Без господдержки вряд ли обойдутся и проекты АЭС, заложенные в Генсхеме развития отрасли: согласно документу, на долю атомных реакторов будет приходиться треть ввода генерирующей мощности в в РФ в период до 2042 г. (28,8 ГВт из 88,5 ГВт). Отбить эти затраты будет сложно без повышения цен для потребителей, поэтому субсидирование проектов целесообразнее использовать для зарубежных проектов, а не для ввода мощности внутри России.
Развитие автономной генерации
✔️Уменьшить конечную стоимость электроэнергии можно также за счет развития автономной генерации, которая снизит потребность в строительстве новой сетевой инфраструктуры. Речь, в частности, идет о внедрении солнечных панелей в регионах, где благоприятные погодные условия сочетаются с наличием обширного частного сектора.
▪️Самый очевидный пример – Краснодарский край, где использование надомных PV-модулей могло бы снизить энергодефицит, и Северный Кавказ, где автономная генерация могла бы частично решить проблему неплатежей. Эти регионы могли бы последовать примеру США, где по итогам марта 2025 г. на надомные PV-модулей приходилось 20% установленной мощности солнечной энергетики (37,6 ГВт из 189,3 ГВт).
Выход из изоляции
✔️Создать новую инвестиционную модель будет невозможно до тех пор, пока российский рынок не перестанет быть токсичным для иностранных инвесторов. Это касается не только европейских и американских, но и китайских компаний, которые наверняка было бы интересно инвестировать в строительство ветроустановок вдоль обширной береговой линии Дальнего Востока для поставок электроэнергии на российский рынок и в Китай (один из подобных проектов был заморожен в конце 2024 г.).
▪️В целом, снижение инфляции, возвращение на российский рынок зарубежных поставщиков, демонополизация газовой отрасли и электроэнергетики наряду с отказом от субсидирования АЭС и развитием автономной генерации могут создать предпосылки для стабилизации и даже снижения издержек на производство и передачу электроэнергии. Однако список возможных мер не является исчерпывающим.
Отказ от субсидирования АЭС
✔️АЭС относятся к числу наиболее капиталоемких электростанций: по оценке МЭА, в 2023 г. ввод 1 кВт мощности АЭС в США обходился в среднем в $5000, тогда как ввод парогазовых установок – в $1000 на кВт. Из-за высокой капиталоемкости российские проекты АЭС за рубежом, как правило, реализуются за счет господдержки: так, госкредиты предоставлялись на строительство АЭС в Белоруссии, Бангладеш и Египте.
▪️Без господдержки вряд ли обойдутся и проекты АЭС, заложенные в Генсхеме развития отрасли: согласно документу, на долю атомных реакторов будет приходиться треть ввода генерирующей мощности в в РФ в период до 2042 г. (28,8 ГВт из 88,5 ГВт). Отбить эти затраты будет сложно без повышения цен для потребителей, поэтому субсидирование проектов целесообразнее использовать для зарубежных проектов, а не для ввода мощности внутри России.
Развитие автономной генерации
✔️Уменьшить конечную стоимость электроэнергии можно также за счет развития автономной генерации, которая снизит потребность в строительстве новой сетевой инфраструктуры. Речь, в частности, идет о внедрении солнечных панелей в регионах, где благоприятные погодные условия сочетаются с наличием обширного частного сектора.
▪️Самый очевидный пример – Краснодарский край, где использование надомных PV-модулей могло бы снизить энергодефицит, и Северный Кавказ, где автономная генерация могла бы частично решить проблему неплатежей. Эти регионы могли бы последовать примеру США, где по итогам марта 2025 г. на надомные PV-модулей приходилось 20% установленной мощности солнечной энергетики (37,6 ГВт из 189,3 ГВт).
Выход из изоляции
✔️Создать новую инвестиционную модель будет невозможно до тех пор, пока российский рынок не перестанет быть токсичным для иностранных инвесторов. Это касается не только европейских и американских, но и китайских компаний, которые наверняка было бы интересно инвестировать в строительство ветроустановок вдоль обширной береговой линии Дальнего Востока для поставок электроэнергии на российский рынок и в Китай (один из подобных проектов был заморожен в конце 2024 г.).
▪️В целом, снижение инфляции, возвращение на российский рынок зарубежных поставщиков, демонополизация газовой отрасли и электроэнергетики наряду с отказом от субсидирования АЭС и развитием автономной генерации могут создать предпосылки для стабилизации и даже снижения издержек на производство и передачу электроэнергии. Однако список возможных мер не является исчерпывающим.
17.04.202506:03
Недооценка рисков: что не так с российской энергостратегией-2050. Часть 1
✔️Опубликованный текст российской энергетической стратегии до 2050 года оставляет двоякое впечатление. Разработчики документа признают, что распространение низкоуглеродных технологий в электрогенерации, промышленности и транспорте влечет риски для производителей и экспортеров ископаемого топлива, но при этом обходят стороной проблему падения рентабельности ключевых энергоотраслей, которая может принять долговременный характер.
✔️Наиболее выраженным этот риск является в угольной отрасли, которая де-факто стала убыточной. По данным Росстата, сальдированный убыток угледобывающих предприятий по итогам 2024 года достиг 113 млрд рублей — против 375 млрд рублей прибыли годом ранее. Триггером кризиса стало возвращение мировых цен к многолетней норме: так, средняя цена энергетического угля в австралийском Ньюкасле, крупнейшем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в 2024 году снизилась на 60% в сравнении с уровнем 2022 года — $136 против $345 за тонну.
▪️Рынки отыграли торговые ограничения 2021-2022 годов — временный запрет на поставки австралийского угля в Китай и эмбарго ЕС в отношении России. Исчерпание восстановительного роста спроса после пандемии COVID-19 накладывается на развитие угледобычи и бум возобновляемой энергетики в Китае. По данным МЭА, инвестиции в добычу угля в КНР в 2017-2023 годах увеличились на 65% — до $100 млрд в год. Это позволило китайским регуляторам с 2024 года ввести пошлины на импорт угля из России.
▪️Доля угольной генерации в КНР в 2000-2024 годах сократилась с 78% до 58%, тогда как доля низкоуглеродных источников выросла за тот же период с 18% до 38%. К началу 2030-х атомная энергетика и возобновляемые источники (ВИЭ), скорее всего, будут обеспечивать свыше половины электрогенерации, с учетом того, что на долю Китая приходится свыше 60% глобального ввода ВИЭ и более 45% мощности строящихся атомных реакторов. Поэтому доступ на китайский рынок для российских поставщиков в ближайшие годы вряд ли станет проще.
✔️Соседняя с Китаем Индия не сможет выступить полноценной альтернативой поставкам в Китай. С одной стороны, средние темпы ввода угольных ТЭС в Индии, по данным Global Energy Monitor, резко снизились за последние полтора десятилетия — с 16,8 ГВт в год в 2010-2014 годах до 4,4 ГВт в год в 2020-2024 годах. С другой, за возможность наращивания экспорта коксующегося (металлургического) угля в Индию российским производителям придется конкурировать с поставщиками из Австралии, утратившими лидирующие позиции на китайском рынке, из Монголии, ставшей вторым в мире экспортером коксующегося угля, и США, где коксующийся уголь может быть признан «критически важным минералом», что создаст преференциальные условия для его добычи.
Подробнее – на сайте Forbes
✔️Опубликованный текст российской энергетической стратегии до 2050 года оставляет двоякое впечатление. Разработчики документа признают, что распространение низкоуглеродных технологий в электрогенерации, промышленности и транспорте влечет риски для производителей и экспортеров ископаемого топлива, но при этом обходят стороной проблему падения рентабельности ключевых энергоотраслей, которая может принять долговременный характер.
✔️Наиболее выраженным этот риск является в угольной отрасли, которая де-факто стала убыточной. По данным Росстата, сальдированный убыток угледобывающих предприятий по итогам 2024 года достиг 113 млрд рублей — против 375 млрд рублей прибыли годом ранее. Триггером кризиса стало возвращение мировых цен к многолетней норме: так, средняя цена энергетического угля в австралийском Ньюкасле, крупнейшем угольном хабе Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), в 2024 году снизилась на 60% в сравнении с уровнем 2022 года — $136 против $345 за тонну.
▪️Рынки отыграли торговые ограничения 2021-2022 годов — временный запрет на поставки австралийского угля в Китай и эмбарго ЕС в отношении России. Исчерпание восстановительного роста спроса после пандемии COVID-19 накладывается на развитие угледобычи и бум возобновляемой энергетики в Китае. По данным МЭА, инвестиции в добычу угля в КНР в 2017-2023 годах увеличились на 65% — до $100 млрд в год. Это позволило китайским регуляторам с 2024 года ввести пошлины на импорт угля из России.
▪️Доля угольной генерации в КНР в 2000-2024 годах сократилась с 78% до 58%, тогда как доля низкоуглеродных источников выросла за тот же период с 18% до 38%. К началу 2030-х атомная энергетика и возобновляемые источники (ВИЭ), скорее всего, будут обеспечивать свыше половины электрогенерации, с учетом того, что на долю Китая приходится свыше 60% глобального ввода ВИЭ и более 45% мощности строящихся атомных реакторов. Поэтому доступ на китайский рынок для российских поставщиков в ближайшие годы вряд ли станет проще.
✔️Соседняя с Китаем Индия не сможет выступить полноценной альтернативой поставкам в Китай. С одной стороны, средние темпы ввода угольных ТЭС в Индии, по данным Global Energy Monitor, резко снизились за последние полтора десятилетия — с 16,8 ГВт в год в 2010-2014 годах до 4,4 ГВт в год в 2020-2024 годах. С другой, за возможность наращивания экспорта коксующегося (металлургического) угля в Индию российским производителям придется конкурировать с поставщиками из Австралии, утратившими лидирующие позиции на китайском рынке, из Монголии, ставшей вторым в мире экспортером коксующегося угля, и США, где коксующийся уголь может быть признан «критически важным минералом», что создаст преференциальные условия для его добычи.
Подробнее – на сайте Forbes
27.04.202508:35
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.
06.04.202507:17
Чем кризис в угольной отрасли похож на поздний СССР?
✔️ Негативный новостной фон теперь будет регулярно сопровождать российскую угольную отрасль. Дело здесь не только в падении цен и санкционных дисконтах, но и в том, что в Китае, основном экспортном рынке, рост угледобычи происходит одновременно с бурным развитием низкоуглеродной генерации.
▪️По данным Международного энергетического агентства (МЭА), Китай нарастил инвестиции в угледобычу на 65% в период с 2017 по 2023 гг. (до $100 млрд), а в развитие ВИЭ – в два с половиной раза (до $340 млрд). Во многом поэтому Китай в 2024 г. ввел пошлины на импорт энергетического и коксующегося угля из России величиной в 6% и 3% соответственно.
▪️Потребность в импорте угля в Китае в ближайшие годы будет снижаться, в том числе из-за упомянутого бума ВИЭ: только в прошлом году в КНР было введено в строй 340 ГВт солнечных панелей и 80 ГВт ветроустановок – это превышает установленную мощность всех электростанций в ЕЭС России (263,7 ГВт). С учетом внедрения накопителей, позволяющих балансировать использование ВИЭ, общая доля никзоуглеродных источников в электрогенерации в КНР к 2040 г. может достигнуть 70% (против 35% в 2023 г.).
✔️Российские угольщики, и без того столкнувшиеся с падением рентабельности из-за снижения цен и санкционных дисконтов, будут продолжать нести потери. Ситуацию можно сравнить с продовольственным снабжением крупных городов в позднем СССР. В 1990-1991 гг. регионы забрасывали Москву письмами о катастрофической нехватке самых основных продуктов, однако это несильно помогло: решить проблему удалось лишь после либерализации цен и внешней торговли, а также перехода к конвертируемости рубля по текущим операциям.
▪️Здесь – похожая история: отрасли нужен структурный сдвиг, который приведет к закрытию всех шахт, снижению транспортных издержек за счет смещения географии активов на восток и увеличению доли коксующегося угля в структуре добычи.
Мой комментарий для Vgudok
✔️ Негативный новостной фон теперь будет регулярно сопровождать российскую угольную отрасль. Дело здесь не только в падении цен и санкционных дисконтах, но и в том, что в Китае, основном экспортном рынке, рост угледобычи происходит одновременно с бурным развитием низкоуглеродной генерации.
▪️По данным Международного энергетического агентства (МЭА), Китай нарастил инвестиции в угледобычу на 65% в период с 2017 по 2023 гг. (до $100 млрд), а в развитие ВИЭ – в два с половиной раза (до $340 млрд). Во многом поэтому Китай в 2024 г. ввел пошлины на импорт энергетического и коксующегося угля из России величиной в 6% и 3% соответственно.
▪️Потребность в импорте угля в Китае в ближайшие годы будет снижаться, в том числе из-за упомянутого бума ВИЭ: только в прошлом году в КНР было введено в строй 340 ГВт солнечных панелей и 80 ГВт ветроустановок – это превышает установленную мощность всех электростанций в ЕЭС России (263,7 ГВт). С учетом внедрения накопителей, позволяющих балансировать использование ВИЭ, общая доля никзоуглеродных источников в электрогенерации в КНР к 2040 г. может достигнуть 70% (против 35% в 2023 г.).
✔️Российские угольщики, и без того столкнувшиеся с падением рентабельности из-за снижения цен и санкционных дисконтов, будут продолжать нести потери. Ситуацию можно сравнить с продовольственным снабжением крупных городов в позднем СССР. В 1990-1991 гг. регионы забрасывали Москву письмами о катастрофической нехватке самых основных продуктов, однако это несильно помогло: решить проблему удалось лишь после либерализации цен и внешней торговли, а также перехода к конвертируемости рубля по текущим операциям.
▪️Здесь – похожая история: отрасли нужен структурный сдвиг, который приведет к закрытию всех шахт, снижению транспортных издержек за счет смещения географии активов на восток и увеличению доли коксующегося угля в структуре добычи.
Мой комментарий для Vgudok
22.04.202506:04
Как сделать Россию страной дешевой электроэнергии? 1/2
✔️ Издержки на производство, передачу и распределение электроэнергии в России могут увеличиться почти вдвое в период с 2025 по 2042 гг. – с 6,6 руб. за кВт*ч в 2025 г. до 12,8 руб. за кВт*ч в 2042 г. (в ценах 2025 года). По данным Ъ, такие проектировки представило Минэнерго к апрельской стратегической сессии правительства по развитию энергетики.
▪️Основной прирост будет связан с увеличением тарифов на передачу электроэнергии, а также с инвестициями в строительство новой генерации. Согласно Генсхеме развития электроэнергетики, в России в период до 2042 г. будет введено в строй 88,5 ГВт новых и модернизировано 66,4 ГВт действующих электростанций. Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️Однако можно ли обеспечить ввод генерирующих и сетевых мощностей без серьезного увеличения нагрузки на потребителей? Чтобы приблизить эту цель, нужно обеспечить, как минимум, шесть условий.
Низкая инфляция и доступные кредиты
✔️ Высокий инфляционный фон и связанное с ним удорожание кредитов – головная боль российской электроэнергетики. Это видно по отчетности «Россетей» и «РусГидро» – компаний с госучастием, которые закончили с убытками прошлый год, в том числе из-за роста долговой нагрузки: у «Россетей» размер кратко- и долгосрочных заемных средств в 2024 г. вырос на 15% (на 95,2 млрд руб.), а у «РусГидро» – на 59% (на 211 млрд руб.).
▪️ Возвращение инфляции к таргету в 4% и удешевление банковских кредитов снизит стоимость привлечения средств для финансирования капзатрат.
Возвращение зарубежных поставщиков
✔️ «Головной болью» для отрасли является и уход зарубежных производителей оборудования, в том числе газовых турбин большой мощности, выпуск которых только начинают осваивать российские компании: первый подобный агрегат – ГТД-110М производства «ОДК» – в 2024 г. был установлен на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, а в 2025 г. одна из модификаций турбины «ГТЭ-170» «Силовых машин» должна быть введена в строй на Каширской ГРЭС в Московской области.
▪️ Однако спрос на газовые турбины всё равно существенно опережает предложение. Косвенно об этом свидетельствует недавнее решение правительства перенести сроки шести проектов модернизации ТЭС. Без возвращения зарубежных поставщиков сдвиг проектов «вправо» по временной шкале станет нормой – соответствующие издержки компании будут покрывать за счет потребителей.
Демонополизация отрасли
✔️ Генерирующим и сетевым компаниям сложно обеспечить рентабельность, имея на балансе множество убыточных активов. Самый простой пример – сетевая инфраструктура Дальнего Востока, которая находится в руках «РусГидро». После того, как в 2025 г. Дальний Восток присоединился к энергорынку, регуляторам предстоит вывести региональные ЛЭП и подстанции из состава «РусГидро» – это обеспечит выполнение антимонопольных норм, запрещающих совмещение функций генерации и передачи электроэнергии.
▪️ Однако постановка этих активов на баланс «Россетей» еще сильнее ухудшит финансовое положение компании, что чревато дополнительными издержками для потребителей. Поэтому эффективнее создать независимого регионального оператора сетей, который бы находился под жестким контролем ФАС. При этом разукрупнение актуально и для сегмента генерации, где основные активы принадлежат государственными либо квази-государственным компаниям.
✔️ Издержки на производство, передачу и распределение электроэнергии в России могут увеличиться почти вдвое в период с 2025 по 2042 гг. – с 6,6 руб. за кВт*ч в 2025 г. до 12,8 руб. за кВт*ч в 2042 г. (в ценах 2025 года). По данным Ъ, такие проектировки представило Минэнерго к апрельской стратегической сессии правительства по развитию энергетики.
▪️Основной прирост будет связан с увеличением тарифов на передачу электроэнергии, а также с инвестициями в строительство новой генерации. Согласно Генсхеме развития электроэнергетики, в России в период до 2042 г. будет введено в строй 88,5 ГВт новых и модернизировано 66,4 ГВт действующих электростанций. Для сравнения: установленная мощность ЕЭС России к началу 2025 г. составляла 263,7 ГВт.
✔️Однако можно ли обеспечить ввод генерирующих и сетевых мощностей без серьезного увеличения нагрузки на потребителей? Чтобы приблизить эту цель, нужно обеспечить, как минимум, шесть условий.
Низкая инфляция и доступные кредиты
✔️ Высокий инфляционный фон и связанное с ним удорожание кредитов – головная боль российской электроэнергетики. Это видно по отчетности «Россетей» и «РусГидро» – компаний с госучастием, которые закончили с убытками прошлый год, в том числе из-за роста долговой нагрузки: у «Россетей» размер кратко- и долгосрочных заемных средств в 2024 г. вырос на 15% (на 95,2 млрд руб.), а у «РусГидро» – на 59% (на 211 млрд руб.).
▪️ Возвращение инфляции к таргету в 4% и удешевление банковских кредитов снизит стоимость привлечения средств для финансирования капзатрат.
Возвращение зарубежных поставщиков
✔️ «Головной болью» для отрасли является и уход зарубежных производителей оборудования, в том числе газовых турбин большой мощности, выпуск которых только начинают осваивать российские компании: первый подобный агрегат – ГТД-110М производства «ОДК» – в 2024 г. был установлен на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, а в 2025 г. одна из модификаций турбины «ГТЭ-170» «Силовых машин» должна быть введена в строй на Каширской ГРЭС в Московской области.
▪️ Однако спрос на газовые турбины всё равно существенно опережает предложение. Косвенно об этом свидетельствует недавнее решение правительства перенести сроки шести проектов модернизации ТЭС. Без возвращения зарубежных поставщиков сдвиг проектов «вправо» по временной шкале станет нормой – соответствующие издержки компании будут покрывать за счет потребителей.
Демонополизация отрасли
✔️ Генерирующим и сетевым компаниям сложно обеспечить рентабельность, имея на балансе множество убыточных активов. Самый простой пример – сетевая инфраструктура Дальнего Востока, которая находится в руках «РусГидро». После того, как в 2025 г. Дальний Восток присоединился к энергорынку, регуляторам предстоит вывести региональные ЛЭП и подстанции из состава «РусГидро» – это обеспечит выполнение антимонопольных норм, запрещающих совмещение функций генерации и передачи электроэнергии.
▪️ Однако постановка этих активов на баланс «Россетей» еще сильнее ухудшит финансовое положение компании, что чревато дополнительными издержками для потребителей. Поэтому эффективнее создать независимого регионального оператора сетей, который бы находился под жестким контролем ФАС. При этом разукрупнение актуально и для сегмента генерации, где основные активы принадлежат государственными либо квази-государственным компаниям.
07.04.202519:36
Что для России означает падение цен на нефть?
✔️Прямое столкновение США и Ирана – единственный фактор, который в 2025 г. может поддержать цены на нефть. Однако фундаментальные факторы – торможение спроса в Китае из-за электромобильной революции; высокий профицит Upstream-мощностей на Ближнем Востоке; рост предложения за счет устойчивых к падению цен морских проектов в Южной Америке – будут играть на снижение цен. Вопрос лишь в том, когда «ядро» ОПЕК – Саудовская Аравия, ОАЭ и Кувейт – начнет гонку предложения, из-за которой цены временно опустятся ниже $50 за баррель.
▪️Впрочем, резкое падение цен приведет к сокращению добычи в США, после чего наступит коррекция, по итогам которой котировки Brent стабилизируются вблизи отметки в $60 за баррель – именно этот уровень я бы считал базовым для второй половины 2020-х. Долговременный рост цен выше этой отметки – с поправкой на долларовую инфляцию – будет невозможен из-за дальнейшего распространения электромобилей: китайские производители будут компенсировать торговые ограничения в США и Европе за счет экспансии на развивающиеся рынки, что приведет к еще более серьезному торможению нефтяного спроса.
✔️Поэтому нынешнее падение цен – это всерьез и надолго. Для России это означает несколько последствий:
▪️Исчерпание модели роста, оформившейся после 2022 г. и сводившейся к вливанию бюджетных денег в ряд отраслей обрабатывающей промышленности, что в значительной мере обеспечивало общий прирост ВВП. С учетом того, что в ликвидной части ФНБ к апрелю 2025 г. осталось лишь 3,3 трлн руб. (т.е. меньше прошлогоднего дефицита федерального бюджета), Минфину придется закладывать сокращение расходов в проект бюджета на 2026 г.
▪️Рост спроса на отмену санкций, без которой будет трудно перезапустить гражданские отрасли экономики. Речь идет не только о выводе российских компаний из SDN-листа, но и снятии торговых ограничений Евросоюза, которое позволит компаниям из РФ вернуться на ключевой экспортный рынок. По данным таможенной статистики, в 2021 г. на долю Великобритании и ЕС приходилось 42% экспорта товаров из России ($208 млрд из $492 млрд).
▪️Для перезапуска гражданских отраслей правительству придется нормализовывать бизнес-климат: сюда относятся базовые гарантии прав собственности, исключающие национализацию «налево и направо», а также возвращение активов ушедших из России иностранных компаний. Новая модель роста потребует четких правил игры, иначе рецессия, которая будет неизбежной из-за сокращения бюджетных расходов, впоследствии перейдет в затяжную стагнацию – без перспектив роста реальных доходов.
✔️В целом, лучшим лекарством для российской экономики в нынешних условиях будет внутри- и внешнеполитическая нормализация. Это не решит одномоментно всех проблем, но обеспечит «свет в конце туннеля», который сам по себе будет мощным драйвером экономической активности.
▪️Вдобавок, завершение бюджетной экспансии облегчит ЦБ борьбу с высокой инфляцией и приведет к изменению ситуации на рынке труда, где гражданским секторам пока что трудно конкурировать с отраслями госзаказа. Наряду с возможным смягчением санкционного фона, это облегчит перезапуск экономического роста.
✔️Прямое столкновение США и Ирана – единственный фактор, который в 2025 г. может поддержать цены на нефть. Однако фундаментальные факторы – торможение спроса в Китае из-за электромобильной революции; высокий профицит Upstream-мощностей на Ближнем Востоке; рост предложения за счет устойчивых к падению цен морских проектов в Южной Америке – будут играть на снижение цен. Вопрос лишь в том, когда «ядро» ОПЕК – Саудовская Аравия, ОАЭ и Кувейт – начнет гонку предложения, из-за которой цены временно опустятся ниже $50 за баррель.
▪️Впрочем, резкое падение цен приведет к сокращению добычи в США, после чего наступит коррекция, по итогам которой котировки Brent стабилизируются вблизи отметки в $60 за баррель – именно этот уровень я бы считал базовым для второй половины 2020-х. Долговременный рост цен выше этой отметки – с поправкой на долларовую инфляцию – будет невозможен из-за дальнейшего распространения электромобилей: китайские производители будут компенсировать торговые ограничения в США и Европе за счет экспансии на развивающиеся рынки, что приведет к еще более серьезному торможению нефтяного спроса.
✔️Поэтому нынешнее падение цен – это всерьез и надолго. Для России это означает несколько последствий:
▪️Исчерпание модели роста, оформившейся после 2022 г. и сводившейся к вливанию бюджетных денег в ряд отраслей обрабатывающей промышленности, что в значительной мере обеспечивало общий прирост ВВП. С учетом того, что в ликвидной части ФНБ к апрелю 2025 г. осталось лишь 3,3 трлн руб. (т.е. меньше прошлогоднего дефицита федерального бюджета), Минфину придется закладывать сокращение расходов в проект бюджета на 2026 г.
▪️Рост спроса на отмену санкций, без которой будет трудно перезапустить гражданские отрасли экономики. Речь идет не только о выводе российских компаний из SDN-листа, но и снятии торговых ограничений Евросоюза, которое позволит компаниям из РФ вернуться на ключевой экспортный рынок. По данным таможенной статистики, в 2021 г. на долю Великобритании и ЕС приходилось 42% экспорта товаров из России ($208 млрд из $492 млрд).
▪️Для перезапуска гражданских отраслей правительству придется нормализовывать бизнес-климат: сюда относятся базовые гарантии прав собственности, исключающие национализацию «налево и направо», а также возвращение активов ушедших из России иностранных компаний. Новая модель роста потребует четких правил игры, иначе рецессия, которая будет неизбежной из-за сокращения бюджетных расходов, впоследствии перейдет в затяжную стагнацию – без перспектив роста реальных доходов.
✔️В целом, лучшим лекарством для российской экономики в нынешних условиях будет внутри- и внешнеполитическая нормализация. Это не решит одномоментно всех проблем, но обеспечит «свет в конце туннеля», который сам по себе будет мощным драйвером экономической активности.
▪️Вдобавок, завершение бюджетной экспансии облегчит ЦБ борьбу с высокой инфляцией и приведет к изменению ситуации на рынке труда, где гражданским секторам пока что трудно конкурировать с отраслями госзаказа. Наряду с возможным смягчением санкционного фона, это облегчит перезапуск экономического роста.
10.04.202505:16
«Гонка тарифов» – дополнительная возможность для возвращения «Газпрома» на европейский рынок
✔️ Импорт газа в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – в первом квартале 2025 г. составил 805 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее (813 млн куб. м в сутки).
▪️Однако структура импорта заметно изменилась: по данным ENTSOG, доля поставок «Газпрома» сократилась с 10% в первом квартале 2024 г. до 6% в первом квартале 2025 г., тогда как доля СПГ выросла с 41% до 46%. Доля всех прочих поставщиков – Норвегии (30%), Азербайджана (4%), Великобритании (3%) и стран Северной Африки (11%) – почти не изменилась.
✔️Еще более разительными выглядят отличия в сравнении с первым кварталом 2021 г.:
▪️Поставки «Газпрома» сократились на 89%, а в абсолютном выражении – на 368 млн куб. м в сутки (до 44 млн куб. м в сутки). Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС сократилась с 43% в первом квартале 2021 г. до 6% в первом квартале 2025 г.
▪️Импорт СПГ увеличился более чем вдвое, или на 200 млн куб. м в сутки (до 371 млн куб. м в сутки); доля СПГ в структуре импорта газа выросла с 18% до 46% соответственно.
▪️Поставки всех прочих стран-производителей – Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки – выросли за тот же период на 22 млн куб. м в сутки (до 390 млн куб. м в сутки), а их доля – с 39% до 48%.
✔️Несмотря на сокращение поставок, у «Газпрома» есть возможности для наращивания экспорта в Европу:
▪️Во-первых, для этого есть инфраструктура в виде украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м в сутки.
▪️Во-вторых, несмотря на «остужение» рынка в сравнении с 2022 г., когда котировки газа достигли многолетнего максимума, цены остаются сравнительно высокими: в первом квартале 2025 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF составила $516 за тыс. куб. м – это на 65% выше, чем в первом квартале 2024 г. ($313 за тыс. куб. м), и на 120%, чем в первом квартале 2021 г. ($233 за тыс. куб. м).
✔️Одной из причин высоких цен является конкуренция между потребителями в Азии и Европе: чтобы закупить газ на спотовом рынке, потребителю необходимо предложить поставщику цену, сопоставимую со стоимостью газа в «конкурирующем» регионе. По данным МЭА, корреляция цен на СПГ в Азии и Европе в 2024 г. достигла максимума за всю историю наблюдений.
▪️Снизить цены можно за счет резкого увеличения поставок российского газа в Европу. После урегулирования конфликта повестка сдерживания России отойдет на второй план, а на первый выйдет перезапуск роста в крупнейших экономиках ЕС, в том числе за счет снижения энергетических издержек.
▪️Важную роль может сыграть внешнеторговая политика администрации Трампа, из-за которой бизнесу и регуляторам в ЕС придется искать дополнительные возможности для экономии издержек. При этом, с электоральной точки зрения, европейским политикам будет выгодно продемонстрировать снижение зависимости Украины от внешней помощи.
✔️Поэтому после 2025 г. «Газпром» может полноценно вернуться на европейский рынок – сделать это будет проще, чем в случае производителей нефти, угля и нефтепродуктов, которые находятся под общеевропейским эмбарго.
✔️ Импорт газа в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – в первом квартале 2025 г. составил 805 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее (813 млн куб. м в сутки).
▪️Однако структура импорта заметно изменилась: по данным ENTSOG, доля поставок «Газпрома» сократилась с 10% в первом квартале 2024 г. до 6% в первом квартале 2025 г., тогда как доля СПГ выросла с 41% до 46%. Доля всех прочих поставщиков – Норвегии (30%), Азербайджана (4%), Великобритании (3%) и стран Северной Африки (11%) – почти не изменилась.
✔️Еще более разительными выглядят отличия в сравнении с первым кварталом 2021 г.:
▪️Поставки «Газпрома» сократились на 89%, а в абсолютном выражении – на 368 млн куб. м в сутки (до 44 млн куб. м в сутки). Доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС сократилась с 43% в первом квартале 2021 г. до 6% в первом квартале 2025 г.
▪️Импорт СПГ увеличился более чем вдвое, или на 200 млн куб. м в сутки (до 371 млн куб. м в сутки); доля СПГ в структуре импорта газа выросла с 18% до 46% соответственно.
▪️Поставки всех прочих стран-производителей – Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки – выросли за тот же период на 22 млн куб. м в сутки (до 390 млн куб. м в сутки), а их доля – с 39% до 48%.
✔️Несмотря на сокращение поставок, у «Газпрома» есть возможности для наращивания экспорта в Европу:
▪️Во-первых, для этого есть инфраструктура в виде украинской ГТС, мощность которой на границе с Евросоюзом составляет 390 млн куб. м в сутки.
▪️Во-вторых, несмотря на «остужение» рынка в сравнении с 2022 г., когда котировки газа достигли многолетнего максимума, цены остаются сравнительно высокими: в первом квартале 2025 г. средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF составила $516 за тыс. куб. м – это на 65% выше, чем в первом квартале 2024 г. ($313 за тыс. куб. м), и на 120%, чем в первом квартале 2021 г. ($233 за тыс. куб. м).
✔️Одной из причин высоких цен является конкуренция между потребителями в Азии и Европе: чтобы закупить газ на спотовом рынке, потребителю необходимо предложить поставщику цену, сопоставимую со стоимостью газа в «конкурирующем» регионе. По данным МЭА, корреляция цен на СПГ в Азии и Европе в 2024 г. достигла максимума за всю историю наблюдений.
▪️Снизить цены можно за счет резкого увеличения поставок российского газа в Европу. После урегулирования конфликта повестка сдерживания России отойдет на второй план, а на первый выйдет перезапуск роста в крупнейших экономиках ЕС, в том числе за счет снижения энергетических издержек.
▪️Важную роль может сыграть внешнеторговая политика администрации Трампа, из-за которой бизнесу и регуляторам в ЕС придется искать дополнительные возможности для экономии издержек. При этом, с электоральной точки зрения, европейским политикам будет выгодно продемонстрировать снижение зависимости Украины от внешней помощи.
✔️Поэтому после 2025 г. «Газпром» может полноценно вернуться на европейский рынок – сделать это будет проще, чем в случае производителей нефти, угля и нефтепродуктов, которые находятся под общеевропейским эмбарго.
24.04.202506:03
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.
Історія змін каналу
Увійдіть, щоб розблокувати більше функціональності.
