IEF notes

По данным Совета по налогам и сборам (CBITC), почти всю импортируемую нефть Индия оплачивает в долларах. Исключение – поставки из России, за которые с февраля 2023 г. часто рассчитываются в дирхамах OAЭ (до февраля было несколько пробных поставок в AED). За 9 месяцев 2023 г. Индия импортировала 69 млн т российской нефти, из которых 29 млн т было оплачено в долларах, а 40 млн т – в дирхамах. Мало кто заметил, что с августа 2023 г. оплату в дирхамах начал тестировать швейцарский Glencore, поставивший две партии нигерийской нефти по 126 тыс. тонн компании Chennai Petroleum.

Отдельное место в нефтяных расчетах занимает юань, ставший камнем преткновения российских трейдеров и индийских властей. Российские компании при выставлении экспортных счетов все чаще используют юань, который легко конвертировать в рубли из-за высокой ликвидности. Но индийская сторона выступает против, т.к. не хочет увеличивать зависимость от Китая на фоне геополитической напряженности между странами, а также рассчитывая на собственные планы по интернационализации рупии. Впрочем, это не помешало «малоизвестному иностранному трейдеру», торгующему исключительно российской нефтью, и частной индийской Reliance заключить сделки с оплатой в юанях по импорту 40 тыс. тонн нефти в августе и сентябре 2023 г. По нашим данным, эти две сделки были единственными (даже с учетом других стран-экспортеров), хотя Reuters также упоминает о сделках государственной Indian Oil в юанях. Но недавнее сообщение Reuters о задержке оплаты в юанях 7-ми партий российской нефти говорит о том, что, судя по всему, индийское правительство настроено серьезно, и российским экспортерам придется выбирать между долларом и дирхамом.

ИЭФ запускает новый ежемесячный обзор «Нефтяной рынок Индии». Присоединяйтесь к обсуждению основных трендов развития индийской нефтяной отрасли в 15:00 во вторник, 07 ноября, в эфире нашего ТГ.
https://t.me/IEFnotes/739

#IEFРublicReport #Индия #ЭкспортНефти #РасчетыРупия

Продажа Urals за рупии – а было ли?

Введенные странами Запада ограничения против российского нефтяного сектора, заставили российских экспортеров не только искать новые рынки, но и альтернативу доллару как валюте расчетов, переходя на «расчеты в национальных валютах». Иногда это приводило к проблемам: российские официальные лица говорят о «миллиардах рупий», полученных в счет поставок российских товаров и зависших на счетах в индийских банках, эксперты обсуждают «новые возможности», а банки – запускают прямые расчеты. При этом посол Индии в России Паван Капур в сентябре 2023 г. заявил, что «за последние 18 месяцев расчетов в рупиях не было». Что же происходит?

О перспективах долгосрочного энергетического сотрудничества России и Ирана

Главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов дал развернутое интервью ИА Ura.ru о ключевых возможных направлениях стратегического долгосрочного энергетического сотрудничества России и Ирана https://ura.news/articles/1036287623

Влияние "курсовой" пошлины на рентабельность российского угольного экспорта

В сентябре 2023 г. Правительство РФ приняло постановление, согласно которому с 1 октября 2023 г. и до конца 2024 г. вводится экспортная пошлина на уголь, которая зависит от курса рубля ("курсовая" пошлина). В частности, при курсе 80-85 руб. за доллар США ставка такой пошлины составит 4%, при 85-90 руб. – 4,5%, при 90-95 руб. – 5,5%, при 95 руб. и более – 7%.

В начале октября курс рубля был вблизи 100 руб./$, поэтому ставка пошлины составляла 7%. Данная пошлина забирает у угольных компаний примерно половину прироста маржинальности угольного экспорта от ослабления курса национальной валюты. Однако если учитывать, что ослабление рубля также вызывает и дополнительный рост операционных затрат угольных компаний, то доля изъятий в пользу государства за счет эффекта "курсовой" пошлины оказывается ощутимо выше, что уменьшает позитивный эффект текущего повышения рентабельности российского угольного экспорта.

ТЭС "Ударная" в Тамани готовится к пуску

ТЭС "Ударная" в Тамани начнет выдачу электроэнергии в Единую энергосистему России с ноября, сообщил ИнфоТЭК представитель "Ростеха".

Сейчас на ТЭС ведутся пусковые операции, идет наладка генерирующего оборудования.

"Станция планируется к запуску в промышленную эксплуатацию до конца года. Выдача электроэнергии в единую энергосистему планируется с ноября", — сказал он.

Минэнерго ранее заявляло, первый энергоблок мощностью 225 МВт должен быть запущен до конца октября 2023 года, второй аналогичной мощности — в ноябре 2023 года 225 МВт, а третий мощностью 110 МВт — к концу февраля 2024 г.

Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев отметил ИнфоТЭК, что пуск третьего энергоблока будет особенно важным для российского энергомашиностроения, т.к. здесь будет установлена первая серийная газовая турбина большой мощности ГТД-110М.

"Ввод ТЭС увеличит мощности Краснодарской энергосистемы на 560 МВт, сейчас регион является энергодефицитным — максимум нагрузки в 2 раза превышает установленную мощность электростанций (2,5 ГВт), и новая ТЭС позволит повысить надежность энергоснабжения потребителей Краснодарского края и Крыма", — считает Кондратьев.

Изначально ТЭС планировалось ввести в 2021 году, однако запуск задержался из-за санкционных ограничений и необходимости переконфигурации проекта. Строительством ТЭС мощностью 560 МВт занимается входящий в Ростех "Технопромэкспорт".

Рентабельность российского угольного экспорта медленно восстанавливается вслед за ростом мировых цен

Восстановление мировых цен на уголь в сентябре-октябре 2023 г. в сочетании с ослаблением курса рубля в 3 кв. 2023 г. привело к постепенному росту рублевой рентабельности экспорта угля из России.

Так, маржинальность экспорта энергетического угля из Кузбасса через порты Дальнего Востока выросла с 2200-2400 руб./т в июне до 4900-4950 руб./т в первой половине октября, а через порты Юга и Северо-Запада – с 900-1300 до 2400-2500 руб./т.

При этом экспорт угля из России (через морские порты и железнодорожные погранпереходы) продолжает оставаться на низком уровне (493 тыс. т/сут.) относительно показателей сентября-начала октября 2021-22 гг.

Экспорту керосина: быть или не быть?

Правительство России обсуждает возможность запрета экспорта керосина из России в качестве одной из возможных мер по насыщению рынка России зимним дизелем, с предложением которого часто бывают проблемы в зимний период.

Производство керосина и зимнего дизеля связаны, так как при создании последнего используется керосиновая фракция переработки нефти.

"Интерфакс" сообщил со ссылкой источников, что вице-премьер России Александр Новак поручил ведомствам и нефтяным компаниям подготовить перечень мер для стабильной работы рынка зимнего дизтоплива и изучить в том числе возможность запрета его экспорта.

Позднее агентство ТАСС уже со ссылкой на свои источники отметило, что пусть вопрос и поднимался на совещании, но Новак и Минэнерго приняли решение пока эту меру не применять, так как в ней сейчас нет необходимости. Тем не менее это не значит, что запрет не может быть введен в будущем.

Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев сообщил ИнфоТЭК, что в последние месяцы на экспорт направлялось 90-120 тыс. т авиакеросина в месяц (9-12% от выпуска)

По его данным, крупнейшими поставщиками на экспорт остаются "Новатэк Усть-Луга", "Киришинефтеоргсинтез" и "Орский НПЗ". Эксперт отметил, что в осенне-зимние месяцы внутренний спрос на керосин снижается и экспорт обычно увеличивается.

"Я думаю, что ограничение поставок на экспорт керосина может привести к снижению цен на внутреннем рынке, которые остаются на достаточно высоком уровне (больше 80 тыс. руб. за тонну), но это вряд ли создаст условия для заметного роста выпуска дизельного топлива, хотя в теории снижение спроса на керосин может заставить НПЗ изменить уровень отбора керосиновых фракций. Но на практике, скорее, некоторые экспортные НПЗ столкнулся с проблемами в реализации керосина", — добавил он.

Мало не много: насколько выросла стоимость фрахта?

В последние две недели ставки фрахта для нефтяных грузов росли практически везде - от Мексиканского залива до АТР. О том, что "сезонность реальна" и после спада летом рынок ожидает восстановление еще несколько недель говорил Фрод Моркедаль из Clarksons. На этой неделе к сезонности добавилась напряженность на Ближнем Востоке - и ставки росли двузначными темпами.

Ставки для VLCC на маршруте из Ближнего Востока в Сингапур выросли за последний месяц в 1,7 раза ($11/т, +25% н/н), из Западной Африки в Китай - на 45% ($25-26/т, +22% н/н). Наиболее впечатляющую динамику показал рынок в сегменте Aframax: стоимость перевозок из Северной Африки в Южную Европу за последнюю неделю выросла в 1,9 раза. Европейские нефтепереработчики пытаются снизить зависимость от поставок из стран Ближнего Востока и наращивают импорт из Мексиканского залива, Африки и Латинской Америки. Сейчас ставки фрахта вернулись лишь на уровень апреля-мая 2023 г., оставаясь вдали от исторических максимумов.

Что происходит с российским рынком? Всего неделю назад Reuters сообщало о "самых низких ставках за последний год" для российских грузов, но уже в начале этой недели резко поменяло тональность, рассказав о росте ставок на 50% за несколько последних дней. Ставки действительно растут, но, наш взгляд, ни "локальные минимумы" в начале октября (ставки были на "дне" в конце августа-начале сентября), ни "рост на 50% за несколько дней" не наблюдаются на практике. Стоимость фрахта действительно растет каждый день, но - намного меньшими темпами.

Об актуальных ставках для российских грузов могут рассказать коллеги из ЦЦИ @ceptalks

#Фрахт #ЭкспортНефти

Дефицитный и уже не дешевый

Рынок газа Центральной Азии вступает в период серьезной трансформации

Республики Центральной Азии планируют реализацию ряда новых газодобывающих проектов и значительное увеличение производства «голубого топлива». Однако в силу нескольких факторов внутренние рынки Узбекистана и Казахстана могут в ближайшие десятилетия стать остродефицитными, что потребует организации импортных поставок, в первую очередь из России.

О том, каковы перспективы экспорта российского газа в Центральную Азию, в своей аналитической колонке рассказывает руководитель экономического департамента Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев.

Повреждение газопровода Balticconnector не имеет существенного значения для газоснабжения ЕС, но может стать очередным политическим "фетишем" для увеличения военного присутствия НАТО на Балтике

Газопровод Balticconnector (пропускной способностью 7,2 млн м3 в сутки) с 2019 г. обслуживает изолированный от остальной Европы и небольшой по объему рынок Финляндии и стран Балтии (4,1 млрд м3 годового потребления в 2022 г.). Учитывая, что, как Финляндия, так и страны Балтии импортируют в 2023 г. газ только в виде СПГ, остановка газопровода, соединяющего Финляндию и Эстонию, не должна сказаться на общем спросе на СПГ в данном регионе. Соответственно это событие не влияет на общий газовый баланс ЕС и Великобритании и создает риски только для газоснабжения Финляндии в отопительный период.

Значимость данной аварии (диверсии?) обусловлена, главным образом, опасениями в отношении общей уязвимости европейской подводной газотранспортной инфраструктуры, связывающей Норвегию с континентальной Европой и Великобританией.

О влиянии обострения палестино-израильского конфликта на газовые рынки

Новое обострение палестино-израильского конфликта, вызванное террористической атакой ХАМАС на Израиль 07 октября, привело к временной остановке с 09 октября добычи газа на крупном шельфовом месторождении Тамар (в 2022 г. – 10,25 млрд м3 в год или 46,6% от общей израильской добычи), подводный газопровод от которого находится в зоне досягаемости ракет ХАМАС (в отличие от двух других действующих израильских газовых месторождений Левиафан и Кариш).

Это уже привело, как минимум, к кратковременному сокращению экспорта трубопроводного газа из Израиля в Египет и Иорданию. С точки зрения международной торговли, основным следствием этого может быть сокращение производства и экспорта СПГ в Египте (общий экспорт в 2022 г. – 6,8 млн т).

Вместе с тем, по данным Refinitiv Eikon, последние отгрузки СПГ из Египта фиксировались в начале июля 2023 г., после чего они были полностью остановлены из-за роста внутреннего спроса на газ в этой стране в наиболее жаркий период года на фоне снижения собственной добычи (в частности, на месторождении Зор). Возобновить поставки планировалось в октябре-ноябре текущего года.

Однако, за исключением Турции, европейские и азиатские страны мало зависят от поставок СПГ из Египта (его структура экспорта предельно диверсифицирована и на каждую из стран-импортеров приходится относительно небольшая доля поставок), поэтому даже полное отсутствие поставок СПГ из Египта в течение еще одного-двух месяцев будет слабо заметным для европейского и мирового газового рынка.

Почему не работает "ценовой потолок" на российскую нефть?

12 октября, по сообщению Минфина США, впервые были введены санкции за несоблюдение "ценового потолка" при операциях с российской нефтью для базирующейся в ОАЭ компании Lumber Marine SA и турецкой Ice Pearl Navigation Corp. При этом, как сообщают трейдеры, ставки фрахта на поставки Urals в Азию в октябре упали до самого низкого уровня с момента ввода "ценового потолка".

Почему не работает "ценовой потолок" на российскую нефть и что могут еще предпринять западные страны в части ужесточения санкций за его несоблюдение? Смотрите комментарии Главного директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексея Громова программе "Суть дела" телеканала "РБК" https://www.youtube.com/watch?v=TNt8MvAWW0g

... и нефти

Принятый властями Болгарии декрет также меняет порядок уплаты налога на "сверхдоходы" для нефтегазовых компаний, включая "Лукойл Нефтехим Бургас". Ставка налога на 2023 г. повышена с 33% от "сверхприбыли" (рассчитываемой как разность прибыли в 2023 г. и среднего за 2018-21 гг.) до 50%, а компании в октябре и ноябре 2023 г. обязаны уплатить (обязательный) авансовый платеж по этому налогу в размере 90% от годового платежа. Ранее компании должны были уплачивать сбор при подаче годовой налоговой декларации. Полученные средства Болгария планирует направить на выплаты физическим лицам, пострадавшим из-за роста цен на энергоносители, и финансирование бюджетных программ.

Насколько вырастут бюджетные доходы Болгарии? Ранее власти заявляли о планах получить до €350 млн, в 2022 г. выплаты составили около €55 млн (в т.ч. свыше €40 млн от "Лукойла"). Повышение ставки увеличит поступления по налогу до €450-480 млн, из которых свыше 90% ($9/барр.) придется именно "Лукойл".

#Болгария #Лукойл #Налоги

https://t.me/IEFnotes/726

Деньги из воздуха: Болгария вводит новые налоги для российского газа…

11 октября Президент Болгарии Румен Радев подписал декрет о введении сбора с импортируемого и транзитируемого через территорию страны российского газа в размере 20 болгарских лев/МВтч ($124-125/тыс. куб. м). Декрет вступает в силу немедленно и импортеры/трейдеры, закупающие в России газ, должны будут подать налоговые декларации за октябрь уже 10 ноября.

Болгария не импортирует природный газ из России, однако, является одним из двух оставшихся (вместе с украинским коридором) маршрутов поставок российского газа в ЕС. В 2022 г. транзит российского газа через Болгарию составил 11,65 млрд куб. м, за 9М2023 – 8,58 млрд куб. м. В последние дни прокачка находилась на уровне 34-44 млн куб. м в сутки. Введение Болгарией сбора существенно ухудшит для «Газпрома» экономику поставок газа в ЕС – EBITDA при транспортировке по «Турецкому потоку» в октябре может составить $74/тыс. куб. м, в два раза ниже уровня "без сбора". Протест против нового платежа уже выразила Венгрия, заявив о нарушении принципов «европейской солидарности». Болгарский сбор противоречит и правилам ВТО, т.к. вводится только для поставляемого из России газа и не связан с обеспечением национальной безопасности и др. исключениями, разрешенными в рамках ВТО.

Что будет дальше? В случае, если потребителям газа из Венгрии и Сербии не удастся оперативно оспорить решение болгарских властей и добиться отмены нового сбора, «Газпром» может оказаться перед выбором: попросить потребителей оплатить этот сбор (как это сделало «ИнтерРАО» в случае с поставками электроэнергии в Монголию и Китай после введения российским Правительством дополнительного экспортного сбора) или же – взять платеж на себя. В любом случае решение будет непростым, ведь цена вопроса – $160-165 млн в месяц. В выигрыше может остаться Болгария - в случае, если "Газпром" и потребители согласятся на новый платеж, - доходы бюджета республики вырастут на 9% к плану на 2023 г.

#Газпром #ТурецкийПоток #ЭкспортГаза

НОВАТЭК построит газопровод до Мурманка и отдаст его «Газпрому»

НОВАТЭК построит газопровод до своего нового проекта «Мурманский СПГ» за свой счет — это стало известно вчера. Но вечером «Коммерсант» написал, что компания не просто построит газопровод, но расширит его мощность с 30 млрд куб. м газа в год до 40 млрд кубометров.

И главное: после возведения газопровода НОВАТЭК продаст его «Газпрому», чтобы права владельца Единой системы газоснабжения России (ЕСГ) ни кем не были попраны.

По данным газеты, к такому решению компании пришли при посредничестве президента РФ, Путин же и пояснил, что увеличение мощности будущей трубы на 10 млрд кубометров нужно для организации газоснабжения Мурманской области и Карелии.

Что же касается последующей продажи «Газпрому», то она будет осуществлена в рассрочку, при этом НОВАТЭК будет платить за транспортировку газа «Газпрому» по установленным тарифам.

Как пояснил «Коммерсанту» Сергей Кондратьев из Института энергетики и финансов, схема с самостоятельным строительством инфраструктурных объектов с последующей их передачей госоператору широко распространена в электросетевом хозяйстве: компании строят подстанции и другие объекты для собственных нужд с их передачей ТСО. В системе магистральных газопроводов это ново, но эксперт не исключает, что такая практика для ЕСГ тоже будет распространена.

Стоимость трубопровода эксперт оценивает в 400 млрд руб., власти Мурманской области — в 350 млрд руб. (но при ранее заявленной мощности в 30 млрд кубометров газа).

Напомним, НОВАТЭК задумал строить «Мурманский СПГ», изначально оценивая обеспечение его своим газом с гыданских месторождений. Аналитики говорили о возможности покупки газа из ЕСГ, то есть у «Газпрома». В итоге до места будущего проекта будет построен газопровод, очевидно, сырье НОВАТЭК будет использовать свое.

Учитывая, что СПГ с мурманского проекта пойдет на экспорт, НОВАТЭКу еще требуется продавить законодательную инициативу о разрешении экспорта СПГ с проектов, не привязанных к конкретным месторождениям газа.

И тут НОВАТЭК вполне приуспел: либерализацию экспорта СПГ Путин потребовал ускорить, председатель комитета Госдумы по энергетике ранее говорил, что соответствующий закон депутаты планируют принять уже этой осенью.

#ДелайТЭК: Российские лопатки для турбин: даже больше, чем нужно

"Газпром энергохолдинг" (ГЭХ) сегодня начал строительство завода, который будет выпускать лопатки для газовых турбин. Литейный комплекс будет расположен в Тульской области в особой экономической зоне "Узловая".

Серийное производство на заводе начнется в 2026 году, мощность комплекса составит 34 тыс. отливок в год.

Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев сообщил ИнфоТЭК, что если раньше Россия испытывала зависимость от иностранных лопаток для турбин, то теперь страна может столкнуться с их профицитом.

"Я думаю, что к концу 2030-х гг. дефицит мощностей может смениться профицитом, что станет серьезным вызовом для производителей, которые без выхода на внешние рынки могут столкнуться с падением загрузки мощностей и снижением рентабельности", — сказал эксперт.

По его словам, строительство литейного комплекса важно для "Газпром энергохолдинга" с точки зрения развития собственных машиностроительных мощностей. Более того, это будет одно из крупнейших производств такого профиля в России, но не единственное.

Крупными мощностями по производству лопаток для авиадвигателей, промышленных турбин располагает ОДК, совсем недавно лопатки для газовых турбин начали выпускать "Силовые машины".

Буквально за несколько дней до этого о планах инвестировать более 6 млрд руб. в производство лопаток для газовых турбин заявили "Современные технологии газовых турбин" (бывшее СП с Siemens).

"ГЭХ строит производство, которое будет ориентировано не только на газовые турбины, но и на промышленные двигатели и судовые турбины, а также ГПА в рамках кооперации с другими машиностроительными активами группы, с РЭП Холдингом", – отметил Кондратьев.

Достаточно ли принятых властями мер по стабилизации топливного рынка?

Как известно, 06 октября Правительство РФ утвердило дополнительные меры для стабилизации внутреннего топливного рынка. Среди них: восстановление с 1 октября параметров топливного демпфера (был сокращен на 50% с 01 сентября 2023 г.), увеличение обязательных нормативов продаж на бирже ДТ и бензина 5-го класса, увеличение заградительной пошлины на экспорт ДТ и бензина (с 20 до 50 тыс. руб. за тонну), а также снятие ограничения на экспорт дизельного топлива по трубопроводам в морские порты РФ, но только для тех производителей, которые поставят на внутренний рынок не менее половины произведенного объема ДТ.

Мы полагаем эти меры взвешенными и разумными решениями для обеспечения скорейшей стабилизации внутреннего топливного рынка, но часть вопросов регулирования топливного рынка осталась нерешенной. Речь идет об экспорте средних дистиллятов, который не подпадает под правительственные ограничения, но выглядит, по-прежнему, привлекательным для экспортеров. Еще одна проблема - компенсация бюджету недополученной выгоды, которую он рассчитывал получить за счет урезания демпфера...

Подробнее об этом см. комментарии Главного директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексея Громова деловому изданию Forbes https://www.forbes.ru/biznes/497975-vlasti-prodolzaut-borot-sa-s-rostom-cen-na-benzin-i-dizel-srabotaut-li-novye-mery

Интер РАО имеет хорошие шансы поднять цены для Китая

"Интер РАО" ведет переговоры с партнерами из Китая об увеличении стоимости поставок электроэнергии из России, они еще не завершены, сообщил ИнфоТЭК представитель компании.

По его словам, уже начались частичные ограничения поставок электроэнергии в КНР, при этом аналогичные переговоры, но с Монголией завершились успешно.

"Монголия согласилась на увеличение цены, поставки продолжаются", – сказал представитель.

Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев сообщил ИнфоТЭК, что шансы на успех в переговорах с Китаем весьма высоки.

"Речь идет о сравнительно небольшом повышении (до 7% при текущем курсе рубля). Китай импортировал электроэнергию из России в августе по $42,9/МВт-ч, т.е. скорректированная цена составит $45.9/МВт-ч, эта цена будет выше, чем, например, стоимость поставки из соседней КНДР ($43.5/МВт-ч), однако существенно ниже цен на оптовом рынке в Северо-восточных провинциях КНР ($60/МВт-ч), поэтому для китайских потребителей и повышенные цены останутся привлекательными", – сказал он.

Сообщалось, что Интер РАО уведомил Китай, Монголию и Азербайджан о повышении стоимости поставляемой электроэнергии на 7% из-за введения в России с 1 октября экспортных пошлин (привязанные к рублю гибкие экспортные пошлины на некоторые товары для защиты внутреннего рынка).

Представитель компании Александра Панина говорила, что если цены не будут пересмотрены, то компания может ограничить или полностью прекратить поставки. По ее словам, рентабельность поставок в Китай меньше 5%, еще меньшая у поставок в Монголию.

Подробнее на сайте ИнфоТЭК

А не пора ли создать международный торговый нефтяной хаб на Сахалине?

В рамках 27-го Дальневосточного энергетического форума "Нефть и газ Сахалина" Главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов в ходе своего выступления на сессии "Сахалин как транспортно-логистический хаб энергетической отрасли на Дальнем Востоке" предложил идею создания торгового нефтяного хаба на территории острова.

Очевидными плюсами Сахалина с точки зрения организации такой торговли являются:
- наличие собственных маркерных сортов нефти (Sokol и Sakhalin Blend);
- значительные экспортно-ориентированные ресурсы нефти;
- возможность использования СМП для привлечения дополнительных объемов нефти;
- близость к важнейшим покупателям российской нефти в АТР, в первую очередь, к Китаю.

Есть и ограничения для реализации такой инициативы, которые связаны с отсутствием на острове необходимой финансовой инфраструктуры для такой торговли, создание которой осложняется действующими против России санкциями, а также сравнительно небольшими мощностями по хранению нефти.

Однако если мы хотим не быть ведомыми на мировом нефтяном рынке и радоваться лишь снижению ценовых дисконтов на российскую нефть, то надо брать инициативу в свои руки и пробовать создавать собственные центры нефтяной торговли и маркерного ценообразования. Дорогу осилит идущий...