kirillrodionov

Мирное урегулирование – ключевой фактор для динамики средств ФНБ Размер средств Фонда национального благосостояния ФНБ практически не изменился по итогам апреля 2025 г.: как и месяцем ранее, в ликвидной части ФНБ оставалось чуть мнее 3,3 трлн руб. – это меньше прогнозируемого Минфином дефицита федерального бюджета на 2025 г. 3,8 трлн руб. . Каким будет остаток средств в ФНБ по итогам 2025 г., в значительной степени зависит от перспектив мирного урегулирования: Сокращение субсидий для ряда отраслей обрабатывающей промышленности позволит правительству сократить расходы, которые по итогам первых четырех месяцев 2025 г. выросли вдвое в сравнении с аналогичным периодом 2021 г. 15,5 трлн руб. VS 7,2 трлн руб. ; Завершение конфликта и возможное смягчение санкционного фона облегчат Минфину привлечение средств на долговом рынке. Пока что расходы на обслуживание госдолга превышают объем средств от размещения ОФЗ: по итогам первых четырех месяцев 2025 г. эта разница составила 139,5 млрд руб., а отдельно в апреле – 31 млрд руб. С учетом рисков рецессии и распада сделки ОПЕК+, правительству необходимо возвращаться к старому формату бюджетного правила, которое было привязано к цене Urals в $40 за баррель. Без мирного урегулирования этого будет сделать невозможно.

Экспансия госраходов еще долго не позволит ЦБ перейти к снижению ставки Расходы федерального бюджета выросли на 21% по итогам первых четырех месяцев 2025 г., достигнув 15,5 трлн руб. По данным Минфина, это вдвое больше, чем за аналогичный период 2021 г. 7,2 трлн руб. . Дефицит составил 3,2 трлн руб., почти втрое превысив уровень января-апреля 2024 г. 1,1 трлн руб. . Для сравнения: плановый дефицит на 2025 г. составляет 3,8 трлн руб., а текущий остаток ликвидных средств в Фонде национального благосостояния – менее 3,3 трлн руб. Рост госрасходов – важнейший фактор высокой инфляции. Из-за рекордного дефицита ЦБ еще долго не сможет перейти к снижению ключевой ставки, если только не будет политического приказа.

Ирак и Казахстан по-прежнему нарушают условия сделки ОПЕК+ Добыча нефти в Казахстане – без учета газового конденсата и легких углеводородов – снизилась на 200 тыс. баррелей в сутки б/с в апреле 2025 г., а в Ираке – на 50 тыс. б/с. Однако обе страны остаются в числе нарушителей квот ОПЕК+: по данным Управления энергетической информации EIA , объем добычи в Казахстане достиг 1,64 млн б/с, а в Ираке – 4,30 млн б/с, тогда как квота на апрель 2025 г. составляла 1,47 млн б/с и 4,01 млн б/с соответственно. Тем самым, фактическая добыча нефти в Казахстане и Ираке в апреле 2025 г. превышала квотируемый уровень в общей сложности на 460 тыс. б/с. Для сравнения: в апреле 2025 г. квота ведущих восьми стран ОПЕК+ была увеличена на 137 тыс. б/с, а в мае и июне будет повышена еще на 822 тыс. б/с. Увеличение квот на 959 тыс. б/с должно полностью компенсировать «несоблюдение» сделки Ираком и Казахстаном. Это доказывает, что основным триггером «гонки предложения» будет вовсе не нарушение квот, а большой профицит мощностей в ведущих странах ОПЕК+. По оценке EIA, разница между фактическим и предельным уровнем добычи на Ближнем Востоке в апреле 2025 г. достигла 4,62 млн б/с. Для сравнения: по данным S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России тогда же составил 3,53 млн б/с

СПГ обеспечил свыше 45% импорта газа в Европе Общий импорт газа в ЕС по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достиг 824 млн куб. м в сутки, оставшись практически на том же уровне, что и годом ранее. Однако структура импорта несколько изменилась. Поставки «Газпрома» в ЕС – без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию – сократились на 36 млн куб. в сутки до 43 млн куб. м в сутки , а доля «Газпрома» в структуре европейского импорта – с 10% в январе-апреле 2024 г. до 5% в январе-апреле 2025 г. Поставки сжиженного природного газа СПГ увеличились на 41 млн куб. м в сутки до 381 млн куб. м в сутки , а доля СПГ в структуре импорта – с 41% до 46%. Трубопроводные поставки из Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки сократились в общей сложности на 5 млн куб. м в сутки до 400 млн куб. м в сутки , а их доля осталась на уровне в 49%. Увеличение доли СПГ стало одной из причин роста цен Средняя цена газа на крупнейшем в Европе хабе TTF по итогам первых четырех месяцев 2025 г. достигла $479 за тыс. куб. м, превысив уровень годичной давности на 52%.

Профицит нефтедобывающих мощностей подталкивает ОПЕК+ к повышению квот Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ увеличится еще на 411 тыс. баррелей в сутки б/с в июне 2025 г. Об этом договорились представители Саудовской Аравии, России, Ирака, ОАЭ, Кувейта, Казахстана, Алжира и Омана по итогам видеоконференции, прошедшей 3 мая 2025 г. Ослабление квот принято связывать с тем, что Ирак и Казахстан нарушали ранее достигнутые договоренности. По данным Управления энергетической информации EIA , добыча нефти в Ираке – без учета газового конденсата и легких углеводородов – в марте 2025 г. составляла 4,32 млн б/с, а в Казахстане – 1,60 млн б/с, тогда как квота этих стран составляла 4,0 млн б/с и 1,47 млн б/с соответственно. Однако ключевую роль мог сыграть профицит Upstream-мощностей: в марте 2025 г. разница между предельно возможным и фактическим уровнем добычи в ближневосточных странах ОПЕК достигла 4,48 млн б/с. По данным EIA, это столь же высокий профицит, что и летом 2021 г., когда в ряде стран-потребителей сохранялись локдауны, а спрос еще не вернулся на «доковидный» уровень. Навес неиспользуемых мощностей, рано или поздно, подтолкнул бы альянс к повышению квот, вне зависимости от уровня добычи в Ираке и Казахстана. Квота ведущих восьми стран ОПЕК+ в июне 2025 г. превысит мартовский уровень на 959 тыс. б/с – это окажет дополнительное давление на цены Brent, которые и без того находятся на четырехлетнем минимуме.

Средняя цена Brent – на минимуме за четыре года Средняя цена нефти Brent снизилась на 7% в период с марта по апрель 2025 г. и достигла $67,8 за баррель. По данным Всемирного банка, в последний раз более низкий показатель был зафиксирован в апреле 2021 г., когда средняя цена Brent составила $64,8 за баррель. Триггером падения цен стал торговый конфликт США и Китая: в апреле 2025 г. США поэтапно повысили пошлины на товары из Китая до 145%, а Китай – до 125% на товары из США. Риски торможения мировой экономики не могли не отразиться на сырьевых рынках. Торговый конфликт повлияет на рынок нефти и в среднесрочной перспективе: из-за пошлин в США и ЕС китайским производителям электромобилей придется переориентировать экспорт на развивающиеся страны, которые долгое время считались драйверами нефтяного спроса. В результате глобальный прирост спроса на нефть к 2030 г. может оказаться более скромным, чем это ожидалось ранее, что будет оказывать дополнительное давление на цены.

«Газпром»: риски убытков сохраняются «Газпром» опубликовал отчетность по МСФО: чистая прибыль акционеров по итогам 2024 г. достигла 1,22 трлн руб. против убытка на 629,1 млрд руб. годом ранее. Ключевой фактор – улучшение ситуации в газовом бизнесе, где в 2023 г. группа получила убыток почти на 1,2 трлн руб., а в 2024 г. – прибыль на 756 млрд руб., в том числе за счет поставок газа в Европу: по данным ENTSOG, в 2024 г. экспорт «Газпрома» в ЕС увеличился на 28% до 86 млн куб. м газа в сутки . Сказалось и сокращение убытков от обесценения нефинансовых активов: если в 2023 г. такие убытки превысили 1,1 трлн руб., то в 2024 г. они составили «лишь» 286 млрд руб. Однако I квартал 2025 г. выдался для «Газпрома» непростым: по данным ENTSOG, группа сократила экспорт газа в ЕС более чем на 40% год к году , до 44 млн куб. м в сутки без учета транзитных поставок в Сербию и Северную Македонию . Чем дольше простаивает украинская ГТС, тем выше будут потери «Газпрома», даже несмотря на недавнюю отмену «нашлепки» по НДПИ на газ в размере 50 млрд руб. в месяц. Что не менее важно, кратковременное улучшение финпоказателей затмевает тему вопиющей неэффективности «Газпрома»: в период с 2008 по 2023 гг. группа сократила добычу углеводородов на 19% до 2,9 млрд баррелей нефтяного эквивалента , но увеличила штат на 32% до 498,1 тыс. человек . «Газпрому» нужна реструктуризация, которая бы предполагала урезание штата и продажу непрофильных активов. Впрочем, это лишь «промежуточное» решение: в газовой отрасли давно назрела демонополизация, включая дерегулирование права на трубопроводный экспорт.

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

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

В колонке для Forbes – об Энергостратегии-2050 Утвержденный правительством документ недостаточно четко фиксирует риски российских экспортеров энергоресурсов и не отвечает на главный вопрос: что делать со снижением рентабельности в электроэнергетике и добыче ископаемого топлива? Поэтому регуляторам уже в скором будущем придется разрабатывать новую стратегию. Подробнее – на сайте Forbes