От редакции: в своей недавней колонке партнер компании RusEnergy Михаил Крутихин высказал сомнение в том, что решение ОПЕК увеличить квоты по сокращению добычи нефти окажет долговременное влияние на цены. Представляем альтернативную точку зрения эксперта Научно-исследовательского института Минфина Кирилла Родионова.
Увеличив квоты по сокращению добычи на 500 000 баррелей в сутки (б/с), участники прошедшего саммита ОПЕК де-факто попытались купировать риск избытка предложения, который может образоваться на нефтяном рынке уже в I квартале 2020 года, когда сокращение глобального спроса (до 100,1 млн б/с против 101,4 млн б/с в IV квартале 2019-го) совпадет с увеличением добычи в странах ОЭСР — с 29,3 млн до 29,9 млн б/с, согласно ноябрьскому прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА). Это наверняка поддержит котировки Brent, которые с января по ноябрь в годовом выражении снизились в среднем чуть более чем на 10% (с $72,4 до $64,5 за баррель, по подсчетам НИФИ), но не разрешит ключевую для картеля и его партнеров проблему — все большую подверженность рынка факторам, не зависящим от воли России и ближневосточных производителей.
И дело здесь, пожалуй, не столько в уже привычном расширении нефтедобычи в Соединенных Штатах, которое, по прогнозу Управления энергетической информации Минэнерго США (EIA), в 2020 году будет почти столь же внушительным, что и в 2019-м (на 1 млн и 1,3 млн б/с, соответственно — до 13,29 млн и 12,29 млн б/с против 10,99 млн б/с в 2018-м). И не в уже упомянутом торможении спроса на нефть, напрямую связанном с замедлением роста мировой экономики — с 3,2% в 2018 году до 2,6% в 2019-м и 2,5% в 2020-м, согласно ноябрьскому прогнозу IHS Markit. И даже не в кризисе венесуэльской нефтяной отрасли и антииранских санкциях США, под влиянием которых суммарные танкерные поставки нефти из Ирана и Венесуэлы за прошедший год сократились в четыре с половиной раза — с 2,7 млн б/с в октябре 2018-го до 0,6 млн б/с в октябре 2019-го, как следует из данных Refinitiv.
Экспорт в тисках инфраструктуры
Все это лишь признаки трансформации нефтяного рынка, на котором избыток предложения примет в будущем долговременный, а не конъюнктурный характер. Однако предпосылки для этого пока не созрели, в том числе из-за сравнительной незначительности экспорта нефти из США. По данным EIA, за последние два неполных года он увеличился более чем двукратно (с 1,2 млн б/с в 2017 году до 2 млн б/с в 2018-м и 2,9 млн б/с в первой половине 2019-го), но все равно серьезно уступает показателям России и Саудовской Аравии (5,5 млн б/с и 7,4 млн б/с в 2018 году соответственно, согласно оценке BP).
Дальнейшее наращивание американского экспорта упирается в нехватку инфраструктуры для транспортировки нефти из Пермского бассейна (крупнейшего в США региона сланцевой добычи на западе Техаса и юго-востоке Нью-Мексико) и формации Игл Форд (юг и восток Техаса) до портов Мексиканского залива и ее дальнейшей отгрузки на танкеры грузоподъемностью около 2 млн баррелей.
Обслуживать такие танкеры пока может лишь морской порт Луизианы, где в начале 2018 года был введен в строй экспортный нефтеналивной терминал. К середине нынешнего года, по данным Argus, о намерении реализовать подобные проекты заявили сразу пять компаний — американские Sentinel Midstream, Enterprise Products и Phillips 66, а также канадская Enbridge и международный трейдер Trafigura, которые уже подали заявки в Морскую администрацию США для получения разрешений на строительство. Однако регулятор, взяв полгода назад временную паузу, до сих пор ни одной из компаний одобрением не ответил. В этой связи, к примеру, планы Enbridge в 2022 году запустить терминал в техасском порту Фрипорт могут быть сорваны, равно как и намерения Trafigura завершить в 2021 году аналогичный проект в другом порту Техаса — Корпус Кристи.
А потому скачок американского экспорта вряд ли произойдет в том же 2021 году, когда завершится целый ряд трубопроводных проектов (Cactus II, Grey Oak, EPIC Pipeline и др.), благодаря которым мощности по транспортировке нефти и конденсата из регионов сланцевой добычи увеличатся на 4,5 млн б/с в сравнении с уровнем 2018 года, согласно подсчетам МЭА. Наращиванию экспорта помешают и торговые войны, на фоне которых Китай летом прошлого года включил нефть в список импортируемых из США товаров, в отношении которых могут быть введены пошлины. В результате, по данным EIA, в августе, сентябре и октябре 2018 года Китай полностью отказался от поставок нефти из США, а за первые семь месяцев 2019 года сократил их в годовом выражении на 60%, с 384 млн до 154 млн б/с. В 2020-м поставки наверняка снизятся еще сильнее, учитывая, что в минувшем сентябре Китай все же установил 5%-е пошлины на американскую нефть.
Новая добыча приходит с лагом
Помимо США, потенциал для наращивания предложения есть у ряда других нефтедобывающих стран, но он также будет раскрыт далеко не сразу. Так, Бразилия к 2024 году должна будет увеличить добычу на 1,2 млн б/с в сравнении с 2018-м (здесь и далее — прогноз МЭА, если не указано иное), в основном за счет месторождений на атлантическом шельфе — Лула и Бузиус, на которые придется основной прирост в ближайшие пару лет, а также Меро, Атапу, Сепия и Итапу, которые будут разрабатываться уже после 2020 года. Шельф сыграет ключевую роль в увеличении добычи и в Норвегии (на 0,6 млн б/с к 2024 году), которая собирается осваивать гринфилды в Северном (Юхан Свердруп) и Баренцевом морях (Юхан Кастберг) и расширять добычу на месторождении Снорр, которое изначально планировалось закрыть не позже 2014 года, но работы на котором продлятся еще в течение двадцати лет.
Среди стран ОПЕК к 2024 году сильнее всего добычу увеличит Ирак (на 0,9 млн б/с), в первую очередь благодаря месторождениям южных провинций Басра и Майсан — Западная Курна-1 и Западная Курна-2, операторами которых являются, соответственно, ExxonMobil и «Лукойл», а также Румайла (BP), Зубайр (Eni) и Халфайя (CNPC). Правда, итоговый прирост во многом будет зависеть от того, будет ли в Басре реализован в срок проект по снабжению морской водой (Common Seawater Supply Project), который к 2023 году позволит отчасти преодолеть нехватку воды для нужд нефтедобычи за счет ресурсов Персидского залива. Если его реализация затянется, лидером по увеличению добычи на Ближнем Востоке, возможно, станут Объединенные Арабские Эмираты, где половину прироста (250 000 из 500 000 б/с к 2024 году) обеспечит офшорный супергигант Верхний Закум, на котором работает ExxonMobil.
Нарастить предложение может и Саудовская Аравия, у которой в начале нынешнего года объем незадействованных добывающих мощностей достиг 1,8 млн б/с. Отчасти то же самое касается и России, которая к 2021 году могла бы довести добычу до 11,8 млн б/с (против 11,2 млн б/с в минувшем октябре, по данным ЦДУ ТЭК) за счет месторождений, введенных в последние годы «Роснефтью» (Русское, Юрубчено-Тохомское, Сузунское, Западно-Эргинское) и «Газпром нефтью» (Восточно-Мессояхское, Куюмбинское). Однако в полной мере задействовать эти возможности не дает сделка ОПЕК+, под влиянием которой доля картеля в общемировой добыче снизилась с 38,5% в октябре 2016-го до 34,3% в октябре 2019-го, как следует из оценок EIA. Сокращение серьезное, но не столь драматичное, как после Исламской революции в Иране, когда на фоне ирано-иракской войны и усилий Саудовской Аравии по поддержанию цен доля ОПЕК упала более чем на треть — с 45,8% в 1979 году до 28% в 1985-м, согласно данным BP.
Медленно тающий спрос
Во многом поэтому сделка пока сохраняет свою экономическую целесообразность. Другая причина — в динамике спроса в странах ОЭСР, который за прошедшие три года не только не сократился, но даже немного вырос (с 46,6 млн б/с в октябре 2016-го до 47,6 млн б/с в октябре 2019-го, по оценке EIA), в то время как за тот же период с 1979-го по 1985 год он упал почти на 15% (с 44,2 млн до 37,7 млн б/с, согласно данным BP).
Повышение энергоэффективности в развитых странах вкупе с резким ростом доли ОЭСР в глобальном предложении (с 25,1% в 1979 году до 35,1% в 1985-м) вынудило Саудовскую Аравию осенью 1985 года отказаться от сдерживания добычи, чтобы уже в 1986-м нарастить ее более чем на 40% (с 3,6 млн до 5,2 млн б/с). Это незамедлительно сказалось на котировках Brent, которые тогда же снизились почти вдвое (c $27,6 до $14,4 за баррель), что возвестило о начале эпохи низких цен, продлившейся без малого два десятилетия.
Ожидать схожего эффекта на рынке сегодня еще рано, учитывая, что, по прогнозу МЭА, в ближайшие пять лет спрос в странах ОЭСР будет стагнировать, но не сокращаться. Его сжатие начнется лишь в середине наступающего десятилетия: к примеру, в США в период с 2025-го по 2030 год потребление нефти снизится на 5% (с 18,4 млн до 17,4 млн б/с), а к 2035-му — еще на 6% (до 16,3 млн б/с). В Японии аналогичное сокращение составит 10% и 15% (с 3 млн б/с до 2,7 млн и 2,3 млн б/с соответственно), а в Европейском Союзе — 13% и 16% (с 10,1 млн б/с до 8,8 млн и 7,4 млн б/с). Что не менее важно, в Китае и Индии в те же сроки наступит торможение спроса: если в период с 2018-го по 2025 год они увеличат его на 16% и 36% соответственно (до 14,5 млн и 6,4 млн б/с), то за следующие пять лет — на 8% и 17% (до 15,6 млн и 7,5 млн б/с), а за 2030-2035 годы — на 0% и 12% (до 15,6 млн и 8,4 млн б/с).
Конфликты — ценам подспорье
Важными факторами станут и распространение электромобилей, число которых к 2040 году увеличится до 330 млн единиц (против 5,1 млн в 2018-м), и с 40%-е сокращение глобального спроса на нефть в электроэнергетике, и его снижение в жилищном секторе США и Европы (на 70% и 80% за тот же период соответственно). Однако это — вопрос долгосрочной перспективы. В ближайшие же годы на рынок в большей степени будет влиять международные конфликты, как это было в случае сентябрьских атак на нефтяную инфраструктуру Саудовской Аравии, эмбарго в отношении Ирана или все тех же торговых войн, оказавших непосредственное влияние на общемировой спрос. Подобные конфликты наверняка будут множиться и дальше, поскольку это не случайные эксцессы, а, по всей видимости, часть становления нового миропорядка, который придет на смену постбиполярному миру, сформировавшемуся после падения Берлинской стены.
Точно так же, в конфликтах и торговых войнах, разрушалась Версальско-Вашингтонская система, сформировавшаяся после Первой мировой войны, а до этого рушился концерн европейских держав, сохранявших мир в Европе со времен падения империи Наполеона. Дестабилизируя нефтяной рынок, конфликты, однако, могут сыграть против ОПЕК, поскольку именно от политических факторов зависит в конечном счете восстановление добычи в Венесуэле, где в канун прихода к власти Уго Чавеса она составляла 3,4 млн б/с, а по итогам прошлого года снизилась до 1,5 млн б/с, как следует из данных BP. К наращиванию предложения может привести и американо-иранский конфликт, сопровождающийся дестабилизацией «режима Аятолл», в случае падения которого экспорт из Ирана достаточно быстро достигнет предсанкционных значений (2,6 млн б/с в апреле 2018-го против 0,2 млн б/с в октябре 2019-го, согласно данным Refinitiv).
Впрочем, пока что это вопрос не самого близкого будущего. Возможно, даже более отдаленного, чем наращивание американского экспорта, рост добычи в Бразилии, Норвегии и ОАЭ или даже сокращение спроса в странах ОЭСР. А значит, у ОПЕК+ есть еще время для постепенного выхода из сделки, — или хотя бы смягчения квот, которое наверняка будет обсуждаться в канун следующего саммита в Вене.