Как сильно повлияет на мировой рынок нефти отмена ковидных ограничений в китайской экономике?

Отказ от ковидных ограничений приведет к некоторому восстановлению деловой активности в стране и, соответственно, росту спроса на нефть, особенно в сегменте авиаперевозок, которые были практически заморожены (во всяком случае, в части международных рейсов).

В целом, дополнительный прирост спроса на нефть в Китае сейчас оценивается на уровне 500-700 тыс. баррелей в сутки, но говорить о том, что этот рост радикальным образом изменит баланс сил на мировом нефтяном рынке, пока не приходится. И главная причина - сохраняющийся профицит предложения на мировом рынке в объеме от 0,5 до 1,0 млн баррелей в сутки.

Иными словами, тот рост, который мы сегодня вправе ожидать от китайской экономики по потреблению нефти и нефтепродуктов, приведет к тому, что предпосылок для сохранения профицита нефти на мировом рынке будет все меньше. И, скорее всего, во второй половине года при сохранении текущей политики ОПЕК+ (ежемесячное сокращение добычи на 2 млн баррелей в сутки), может сложиться устойчивый дефицит предложения. Вот тогда, по-видимому, и стоит ожидать какого-то роста нефтяных котировок, а пока возобновление деловой активности в Китае не будет давать ценам повода опускаться вниз.
Подробнее см. https://tass.ru/ekonomika/16914353

Рост экспорта дизельного топлива из РФ в Европу в преддверии введения эмбарго ЕС

В отличие от колебаний морского экспорта нефти, поставки российских нефтепродуктов остаются на стабильном уровне даже с небольшой тенденцией к росту объемов. По данным Eikon, средний уровень морского экспорта нефтепродуктов из России в настоящее время составляет порядка 2,5 млн барр./сут.

При этом наблюдается рост экспорта российского дизельного топлива в Европу в ноябре 2022 г. – январе 2023 г. до 0,66-0,67 млн барр./сут. (по данным Vortexa, даже до 0,77 млн барр./сут.).

Очевидно, европейские трейдеры спешат заполнить хранилища дизельным топливом из РФ до вступления в силу 5 февраля запрета на поставки в ЕС российских нефтепродуктов. Также европейские покупатели уже начинают бронировать дополнительные объемы поставок нефтепродуктов из Азии, в первую очередь, из Китая, Индии и стран Ближнего Востока. Однако такие поставки увеличивают фактическое время доставки грузов в 7-8 раз. Так, транспортировка нефтепродуктов из России в Северо-Западную Европу занимает неделю, в то время как грузы с востока идут, в среднем, до 8 недель, и стоит такая перевозка существенно дороже.

Таким образом, экономика глобальной нефтяной торговли завершает процесс своей трансформации в санкциономику, функционирование которой определяется не экономическими понятиями оптимальности и доходности, а инструментами санкционного давления и противодействия такому давлению. В итоге страдают и поставщики, и потребители нефтеналивных грузов, а выигрывают посредники и участники новых "серых" схем.

Иранские ворота в Азию

Станет ли Иран новым вектором развития «Газпрома» и почему это стоит $40 млрд?

Сегодня Россия активно переориентируется на рынки стран АТР, и одним из главных векторов сотрудничества служит Иран. При этом важнейшим направлением сотрудничества Москвы и Тегерана могла бы стать совместная реализация нефтегазовых проектов. Уже называются конкретные проекты и суммы, которые характеризуют параметры такого сотрудничества.

Однако насколько реально выполнение намеченных планов и какие подводные камни могут возникнуть на этом пути?

Эти вопросы в своей авторской колонке анализирует эксперт Института энергетики и финансов Михаил Журавлев.

Экспорт российского газа в ЕС висит на тонком, но прочном волоске

Страны Европы в последнюю неделю выступили с рядом заявлений, в которых озвучили сроки прекращения закупок российского газа. Заместитель директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев @IEFnotes считает, что Европа по большей части уже отказалась от российского трубопроводного газа, однако сделать это полностью будет сложно без серьезных последствий для экономики ряда стран.

"Венгрия, Австрия, Словакия, скорее всего, не смогут отказаться от российского газа даже в 2027 году, во всяком случае это противоречит их экономическом интересам. Что касается Италии, то там не такие большие объемы. Она может позволит себе отказаться от поставок из России к 2025 году", – сказал он.

Эксперт заметил, что "Газпром" рассчитывает в 2023 году возобновить поставки в Европу до 50–60 млрд кубометров в год, против текущего уровня около 25 млрд. По его словам, есть перспективы увеличения поставок до 70 млрд. "Но это потребует нормализации политических отношений, пока же я не вижу возможностей для такого увеличения", – отметил он.

Пока же импортировать газ из России по трубопроводам будет продолжать только Австрия, Венгрия, Словакия, какое-то время Италия, а также в не входящие в ЕС Турция, Сербия, Босния и Герцеговина. "Вот и весь европейский рынок, который остается. В текущих объемах в 2023 году это будет порядка 50 млрд кубометров в год, при большем спросе в Турции этот показатель может вырасти до 55 млрд", – подчеркнул он.

Белогорьев заметил, что в 2024 году, если ничего не изменится, то объемы сохранятся на уровне 2023 года, однако с 2025 года они могут начать снижаться. "Северная Италия, Австрия уберут еще 5–8 млрд кубометров. То есть будет примерно не 50, а 40 млрд кубометров в год", – пояснил он.

https://itek.ru/news/rossiya-mozhet-v-blizhajshie-gody-sohranit-postavki-gaza-v-evropu-v-obeme-okolo-50-mlrd-kubometrov/

Нефтяные свопы между Россией и Казахстаном

Как известно, с января 2023 года прекратились поставки российской нефти по нефтепроводу "Дружба" на ряд НПЗ в Восточной Германии, но власти Германии довольно оперативно сумели найти замену российским поставкам в лице казахской нефти, а Россия эту схему поддержала.

Так, Казахстан в январе получил подтверждение от Минэнерго России на транзит в 1 кв. 2023 г. до 300 тыс. т казахстанской нефти в Германию через нефтепровод «Дружба». Также казахская компания «Казтрансойл» подала заявку в адрес ПАО «Транснефть» на транспортировку в 2023 г. по нефтепроводу «Дружба» до 1,2 млн т нефти в Германию.

Одновременно с этим Правительство РФ утвердило изменения взаимных поставок нефти с Казахстаном на 2022 г. В соответствии с протоколом о внесении изменений в Межправительственное соглашение от 7 июня 2022 г., документ дополняется абзацем о поставке на Павлодарский НПЗ в Казахстане до 1 млн т нефти в год. Кроме того, поставки по нефтепроводу «Туймазы-Омск-Новосибирск-2» в направлении Атасу (Казахстан)-Алашанькоу (Китай) увеличиваются с 7 до 10 млн т. Также срок соглашения о транзите российской нефти в Китай по трубопроводу Атасу – Алашанькоу был продлен до 01 января 2034 г.

Таким образом, мы полагаем, что увеличение импорта российской нефти в Казахстан, расширение объемов ее транзита в Китай и одновременное разрешение на поставки казахской нефти в Европу по российскому нефтепроводу «Дружба» свидетельствуют о наличии двусторонних договоренностей на непрямые своповые поставки нефти между РФ и Казахстаном, которые в дальнейшем могут расширяться.

Объемы морского экспорта нефти из России показали рекордное восстановление после резкой "просадки" в декабре

Данные по движению танкеров, которые независимо друг от друга приводят Bloomberg и Reuters, показывают, что после почти двукратного спада в середине декабря, морской экспорт российской нефти к середине января (т.е. всего за месяц!) восстановился до 3,7-3,8 млн барр./сут., что соответствует показателям апреля 2022 года.

Основной прирост экспорта наблюдается на Балтике (+626 тыс. барр./сут. по сравнению с первой неделей января). Поставки из Черного моря и тихоокеанских портов также расширились.

Быстрое восстановление экспорта поддерживает уровень добычи нефти в России на относительно стабильном уровне, который наблюдался и в октябре-декабре 2022 г., - 10,9 млн барр./сут. (с учетом газового конденсата).

Таким образом, объемы экспорта российской нефти оказались практически невосприимчивы к принятым санкционным ограничениям в отличие от существенно снизившейся "видимой" цены на российскую нефть. И главная задача на сегодня - работать над снижением уровня "видимого" дисконта на российскую нефть. В этом вопросе важна позиция властей, которые могут стимулировать российские нефтяные компании к этому, поскольку в текущих условиях "видимый" высокий дисконт на российскую нефть может быть, как следствием обхода санкций, так и способом оптимизации налоговой нагрузки для российских поставщиков.

"Видимая" динамика цен на Urals показывает сохранение серьезного дисконта к цене Brent

После введения эмбарго на импорт российской нефти и потолка цен, котировки Urals (FOB Приморск) сократились до среднего диапазона $43-46/барр. При этом в начале января цена Urals опускалась ниже $40/барр. на что указывали и Bloomberg (со ссылкой на данные Argus), и Reuters (со ссылкой на Kortes).

Мы полагаем, что это было связано, в первую очередь, со снижением мировых цен на нефть в этот период. Впоследствии цена Brent восстановилась, что обеспечило и возврат котировок FOB Urals к $45-46/барр. как в Новороссийске, так и в Приморске. При этом цена FOB ESPO (нефть сорта ВСТО, поставляемая в Азию, главным образом, в Китай) продолжает торговаться без какого-либо существенного дисконта к цене Brent.

Таким образом, после введения эмбарго разница в цене FOB Urals и Dated Brent выросла с $26/барр. до $37/барр. Рост дисконта, вероятно, связан преимущественно с ростом стоимости фрахта до конечного потребителя.

Во-первых, эмбарго ЕС привело к гораздо более длительным рейсам танкеров: в среднем 31 день из балтийских портов в Индию по сравнению с семью днями из тех же терминалов в Роттердам и 3-4 днями в Польшу. Во-вторых, рост дисконта – это плата за риски, которые испытывают перевозчики и контрагенты российских нефтяных компаний относительно возможных санкций западных стран.

Однако речь идет, очевидно, о "видимой" динамике цен, которая может не в полной мере отражать реальную ситуацию с ценами фактической продажи российской нефти на мировом рынке, где растет доля ее продаж небольшим и средним трейдерам, которые могут выступать в качестве посредников при перепродаже российской нефти конечным покупателям. Другими словами, возможно имеет место перераспределение маржи между участниками рынка в рамках удлинившихся цепочек продажи российской нефти конечным покупателям. А вот кто может зарабатывать на этом - большой вопрос...

Останется ли США основным источником прироста мировой добычи нефти?

Как известно, «сланцевая» революция в США в 2012-2019 гг. существенно повлияла на структуру мирового предложения жидких углеводородов (ЖУВ), фактически, обеспечив почти 80% прироста мирового предложения ЖУВ в этот период.

Динамику развития сланцевой нефтедобычи в США можно условно разделить на несколько этапов:

1. Первая волна роста сланцевой добычи (1 кв. 2012 г. - 1 кв. 2015 г.). Добыча ЖУВ в США выросла с 9,8 до 14,9 млн барр./сут. В сочетании с ростом добычи в странах ОПЕК в 3 кв. 2014 - 2 кв. 2015 гг. это привело к значительному профициту ЖУВ на мировом рынке и рекордному падению цен на нефть.

2. Прекращение роста добычи ЖУВ в США в условиях рекордно низких цен на нефть (2 кв. 2015 г. – 1 кв. 2017 г.). Снижение добычи сланцевой нефти на 0,8 млн барр./сут. было компенсировано ростом добычи иных жидких фракций углеводородов (ШФЛУ, NGL) в США.

3. Вторая волна роста сланцевой добычи (2 кв. 2017 г. – 1 кв. 2020 г.). После начала действия Соглашения ОПЕК+ в январе 2017 г. прирост предложения нефти со стороны стран-участниц Соглашения ОПЕК+ практически прекратился. Это позволило снизить уровень профицита нефти на рынке и обеспечить постепенный рост мировых цен на нефть, что вернуло сланцевую добычу в США на траекторию роста и вновь сделало США ключевым поставщиком дополнительной объемов нефти на мировой рынок.

4. Резкий спад добычи нефти из-за пандемии COVID-19 (2 кв. 2020 г. – 1 кв. 2021 г.). Добыча ЖУВ в США во 2 кв. 2020 г. сократилась на 2,2 млн барр./сут (к/к) и держалась на уровне 10,7-10,9 млн барр./сут. вплоть до 2 кв. 2021 г.

5. Постпандемийное восстановление добычи (2 кв. 2021 г. – н.в.). Добыча ЖУВ в США восстанавливается более медленными темпами, чем в странах ОПЕК+, в т.ч. из-за того, что страны ОПЕК+ показали рекордное сокращение добычи во время локдаунов и, как следствие, имели более низкую базу для последующего восстановления добычи.

Таким образом, сланцевая отрасль США после 2020 г. перестала быть основным драйвером роста предложения нефти на мировом рынке, главным образом, из-за замедления роста добычи ЖУВ в стране и перехода сланцевой индустрии в зрелую стадию своего развития, по сравнению с первой (2012-14 гг.) и второй (2017-19 гг.) волнами развития сланцевой нефтедобычи в США, когда спад в период низких цен был минимальным, а восстановление добычи - более активным. Это создает значительный вызов для мировой нефтяной отрасли, учитывая прежнюю роль США в структуре мирового прироста предложения нефти.

Несколько слов об ожидаемом балансе мирового рынка нефти в 2023 году

Прогнозные балансы мирового рынка жидких углеводородов (ЖУВ) на 2023 г., подготовленные ведущими энергетическими агентствами и инвестиционными банками, существенно расходятся между собой (особенно сильно для 3-4 кв. 2023 г.): от +0,2 млн барр./сут. (EIA) до -0,8 млн барр./сут. (Goldman Sachs, Morgan Stanley, Credit Suisse).

Такое расхождение вызвано значительным количеством факторов неопределённости, которые могут сместить баланс мирового рынка ЖУВ, в первую очередь, в сторону дефицита предложения, а именно:

- Темпы восстановления спроса на нефтепродукты в мировом авиасекторе. Мировой спрос на авиатопливо в 4 кв. 2022 г. все еще ниже допандемийного уровня на 2 млн барр./сут.

- Степень ослабления ковидных локдаунов в Китае. Из-за сильных вспышек COVID-19 в ноябре спрос на ЖУВ в КНР был на 1 млн барр./сут. ниже, чем в 2020-21 гг.

- Влияние эмбарго ЕС на экспорт нефти и нефтепродуктов из России. В октябре-ноябре 2022 гг. Россия все еще поставляла в Европу около 2,3 млн барр./сут. нефти и нефтепродуктов. Скорость перенаправления этих объемов на альтернативные рынки будет важным фактором, влияющим на доступность ЖУВ для импортеров.

- Постепенное окончание распродажи нефти из стратегического нефтяного резерва США (SPR). Так, если в середине 2022 г. объем ежедневных продаж нефти из SPR был на уровне 1 млн барр., то к началу декабря 2022 г. он сократился до 0,2-0,4 млн барр./сут.

- Инфляция затрат в нефтегазовом секторе при низком росте капиталовложений.

- Выполнение текущего решения ОПЕК+ о сокращении добычи нефти на 2 млн барр./сут. с ноября 2022 г. и возможные решения ОПЕК+ в 2023 г. Участники Соглашения ОПЕК+ продолжают придерживаться политики поддержания относительно высоких и устойчивых цен на нефть, сохраняя рычаги влияния на уровень мирового предложения нефти, который может снова спровоцировать возникновение дефицита на мировом рынке ЖУВ.

- Темпы роста добычи нефти в США. В 2021-22 гг. в сланцевой отрасли США произошли существенные изменения, которые привели к снижению ожидаемых темпов роста добычи, несмотря на высокий уровень мировых цен на нефть. Однако пока неясно, насколько эти изменения окажутся устойчивыми.

Газовая отрасль в горниле (не)рыночных страстей

С какими итогами мировые газовые рынки завершили прошлый и встречают новый год?

Прошедший год стал по-настоящему шоковым для газового рынка Европы. Насколько быстро ЕС отправится от этого шока и есть ли возможности восстановления сотрудничества с Россией в газовой сфере? Как будут вести себя цены на «голубое топливо» в наступившем году? И, наконец, смогут ли поставки СПГ удовлетворить спрос всех желающих?

Ответы на эти вопросы – в авторской колонке заместителя директора Института энергетики и финансов Алексея Белогорьева @IEFnotes.

Промежуточные итоги отопительного периода в Европе

1. Если совсем коротко, то европейское «газовое чудо» продолжается. Его рецепт незамысловат, но и неповторим: высокие цены, по-прежнему слабый спрос в АТР (вызванный не только ценами) и предельно благоприятные погодные условия. Отопительный период в ЕС не только начался рекордно поздно (14 ноября), но и отличается удивительной мягкостью. По сути, «нормальная» зимняя погода за эти полтора месяца стояла лишь с 29 ноября по 19 декабря. Относительная теплая погода в ЕС, по текущим прогнозам, может продержатся еще не меньше недели, а то и двух.

2. Дело дошло до того, что 24-26 декабря ПХГ ЕС перешли в режим преимущественной закачки газа, а во многих странах закачка превышала отбор и 27-28 декабря (последние доступные данные). Для этого времени года это, прямо скажем, нехарактерно.

3. В итоге с 14 ноября по конец декабря из ПХГ ЕС было отобрано всего 12,5% от их номинальной мощности по сравнению с 20,7% в 2021 г. или 16,8% в среднем за 2016-2020 гг. Текущий уровень запасов (83,2%) – лучший показатель за все последние годы, за исключением тоже аномального 2019 года (тогда все ждали прекращения с 1 января 2020 г. транзита российского газа через Украину и запасы старались почти не тратить). В итоге запасы на 28 декабря остаются в полтора раза выше по сравнению с 2021 годом (53,4%).

4. Теплая погода наряду с высокими ценами помогает резко сокращать спрос. По предварительной оценке Евростата, потребление газа в ЕС с августа по ноябрь 2022 г. сократилось на 20,1%, что намного выше ожиданий (даже целевой уровень Еврокомиссии был определен на уровне 15% и считался трудно достижимым). В декабре, судя по всему, динамика будет схожей.

5. При этом предложение остается стабильным, общий импорт ЕС уверенно держится около 28 млрд куб. м в месяц. В декабре, правда, немного просели трубопроводные поставки из Норвегии, но их снижение компенсировал рост импорта СПГ и алжирского трубопроводного газа. Такие высокие поставки из Алжира не наблюдались, к слову, с начала 2021 года. Поставки СПГ не рекордны, но близки к пиковым значениям конца апреля и начала июля 2022 года.

6. Биржевые цены на европейских хабах, в условиях устойчивого предложения, реагируют, в основном, на спрос, а соответственно на погоду. При этом с начала отопительного периода спотовые и фьючерсные цены (сильно разошедшиеся в октябре – начале ноября) вновь сошлись вместе и мало чем отличаются друг от друга. 13 ноября спотовая цена на TTF была около $745 за тыс. куб. м, на следующий день (начало отопительного периода) она резко выросла почти до $1200. Пикового значения на уровне выше $1600 спотовая цена достигла 7 декабря. В целом, цены выше или около $1500 продержались с 30 ноября по 15 декабря, после чего начали вновь снижаться, опустившись к концу месяца (начиная с 24 декабря) ниже $900.

7. При сохранении текущих благоприятных тенденций (в части как предложения, так и спроса), к концу отопительного периода (условно 31 марта 2023 г.) в ПХГ ЕС может остаться до 50% от номинальной мощности. Это почти гарантированно обеспечивает накопление достаточных запасов газа в ПХГ к следующим двум зимам (на уровне 90-95%), что снижает риск «замерзания» Европы до 2025 года. При менее благоприятных сценариях запасы опустятся до 30-35%, но уже вряд ли ниже, что тоже не так уж плохо.

8. В этом случае ценовая динамика будет значительно «спокойнее», чем ожидалось еще недавно, и среднегодовая спотовая цена на TTF может оказаться даже ниже, чем в 2022 году (по нашей оценке, последняя составит около $1340 за тыс. куб. м).

9. Всё это не исключает возможных ценовых всплесков, как в феврале-марте (менее вероятно – в январе), так и летом, но их амплитуда будет, вероятно, не столь шокирующей, как в уходящем году.