Ужасный конец или ужас без конца: почему развал сделки ОПЕК+ был неизбежен

Фото SeongJoon Cho / Bloomberg via Getty Images
Фото SeongJoon Cho / Bloomberg via Getty Images
Сокращение глобальной доли ОПЕК вкупе с торможением спроса рано или поздно обессмыслило бы сдерживание добычи. Развернувшаяся эпидемия коронавируса лишь приблизила этот момент.

 

Фактический развал сделки ОПЕК+ стал шоком для нефтяного рынка. В пятницу, на фоне сообщений об отказе России от пролонгации соглашений по сокращению добычи, спотовые котировки Brent снизились сразу на $5 в сравнении с уровнем четверга (до $45,4 за баррель), а в понедельник утром — еще более чем на $10, впервые с февраля 2016 года опустившись ниже $35 за баррель (здесь и далее данные Refinitiv, если не указано иное). 

«Коллективное самоубийство»: цены на нефть упали на 30% после разрыва сделки России с ОПЕК

Несмотря на то, что котировки преодолели критическую для российского бюджета цену в $42,4 за баррель, из которой в нынешнем году рассчитаны предельные федеральные расходы, выход России из сделки вовсе не лишен целесообразности. И дело здесь не столько в эпидемии коронавируса, обвалившей Brent еще до провала переговоров о продлении соглашений (со среднего для декабря уровня в $65,9 за баррель до $55 в феврале), и не в связанном с ней торможении спроса на нефть, который в 2020 году вместо прироста на 1,1 млн баррелей в сутки (б/с), предсказанного в декабре ОПЕК, увеличится лишь на 480 000 б/с, согласно обновленному прогнозу картеля. И не в замедлении китайской экономики, темпы роста которой после прошлогодних 6,1%, ставших самыми низкими за почти тридцать лет, опустятся до 4,9%, как следует из мартовских проектировок ОЭСР, что неизбежно отразится на экономике мировой, прирост которой (на 2,4%) окажется наиболее скромным со времен завершения Великой рецессии.

Все это — значимые, но кратковременные для цен факторы, действие которых рано или поздно сойдет на нет. Стрессовый эффект вызывает их сочетание с долговременными трендами, которые вызревали на протяжении более чем десяти лет и которые в ближайшие годы серьезно перекроят нефтяной рынок.

Новый экспортный гигант

Речь в первую очередь идет о превращении Соединенных Штатов из нетто-импортера в нетто-экспортера нефти и нефтепродуктов. Формально это произошло в минувшем сентябре, когда экспорт США превысил импорт впервые за более чем 45 лет статистических наблюдений Управления энергетической информации Минэнерго США (EIA). Достигнув в сентябре 89 000 б/с, к декабрю чистый экспорт (разница между экспортом и импортом) нефти и нефтепродуктов увеличился до 487 000 б/с, при том что десятилетием ранее, в декабре 2009-го, чистый импорт (импорт за вычетом экспорта) составлял 8,5 млн б/с.

Столь масштабный сдвиг во многом связан с отменой в декабре 2015 года эмбарго на экспорт нефти из США (установленного в уже далеком 1975-м), приведшей к стремительному росту экспортных поставок: в декабре, по данным EIA, их объем достиг 3,7 млн б/с, что лишь в полтора раза ниже прошлогоднего среднесуточного экспорта нефти из России (5,3 млн б/с, согласно данным ЦДУ ТЭК), хотя еще в 2017-м эта разница была более чем четырехкратной (5,2 млн б/с против 1,2 млн б/с).

Почему для мировой экономики коронавирус опаснее атипичной пневмонии

Войти в число крупнейших экспортеров нефти, не только опередив Россию, но и приблизившись к Саудовской Аравии (7,4 млн б/с, по данным BP за 2018 год), США пока не позволяет дефицит экспортной инфраструктуры — трубопроводов, необходимых для транспортировки нефти из районов сланцевой добычи (формации Игл Форд на юге Техаса и Пермского бассейна на западе Техаса и на юго-востоке Нью-Мексико) к побережью Мексиканского залива, и нефтеналивных терминалов, которые бы могли обслуживать танкеры грузоподъемностью около 2 млн баррелей нефти. Первый подобный терминал был введен в строй два года назад в морском нефтяном порту Луизианы, благодаря чему с мая 2018-го американский экспорт стал устойчиво превышать отметку в 2 млн б/с. С сентября прошлого года его объем ежемесячно составляет не менее 3 млн б/с, и причина тому — запуск сразу трех трубопроводов суммарной мощностью 1,97 млн б/с (Cactus 2, Gray Oak и Epic), начавших транспортировку нефти к техасскому порту Корпус Кристи, отгрузки из которого на экспорт выросли, по данным Argus, с 500 000 б/с в июле до 1,5 млн б/с в январе.

В 2020 году, в случае реализации всех заявленных проектов (Voyager Pipeline, Red Oak Pipeline, Red River Pipeline и др.), мощность трубопроводов для транспортировки нефти к побережью Мексиканского залива увеличится на 2,4 млн б/с, следует из подсчетов Bloomberg. Вырастет и мощность экспортных терминалов, в частности, за счет усилий Marathon Petroleum, которая к лету на юге Техаса оборудует два плавучих дока для большегрузных танкеров, при том что аналогичные проекты собираются реализовать еще, как минимум, пять компаний (Enbridge, Sentinel Midstream, Enterprise, Phillips 66, Trafigura), уже подавших заявки в Морскую администрацию США (MARAD) для получения разрешений на строительство.

Расти будет и добыча — с 12,24 млн б/с в 2019 году до 13,2 млн б/с в 2020-м и 13,56 млн б/с в 2021-м, согласно февральскому прогнозу EIA. Это не только увеличит американский экспорт, но и с высокой вероятностью снизит долю ОПЕК в глобальном предложении, составлявшей в декабре 2016-го, на момент заключения первой сделки, 38,7%, а в минувшем феврале упавшей до 33,3%.

Ножницы предложения и спроса

Схожий — пусть и меньший — эффект возымеет наращивание добычи и в других странах, не входящих в состав картеля. В частности, в Бразилии, где за 2018-2025 годы добыча вырастет более чем на 40% (с 2,7 млн до 3,9 млн б/с) в основном за счет глубоководных месторождений (Бузиос, Меро, Яра, Лула), следует из базового сценария Международного энергетического агентства (МЭА), озвученного в последнем выпуске World Energy Outlook. В него также заложен рост добычи в Норвегии (с 1,9 млн до 2,4 млн б/с за тот же период), который будет обеспечен главным образом шельфовым месторождением Йохан Свердруп, введенным в строй в октябре прошлого года, а также в Гайане, где добыча вырастет с нынешних менее чем 0,1 млн б/с до 0,8 млн б/с в 2025-м за счет месторождений северо-восточного побережья Южной Америки, которые уже начала осваивать ExxonMobil.

При этом, согласно тому же базовому сценарию, в развитых странах уже в ближайшие годы начнет сокращаться спрос на нефть: в Европейском Союзе, с учетом Великобритании, с 2018-го по 2025 год он упадет на 1 млн б/с (с 11,1 млн до 10,1 млн б/с), в Японии — на 0,6 млн б/с (с 3,6 млн до 3 млн б/с), а в США — на 0,1 млн б/с (с 18,5 млн до 18,4 млн б/с). Сильнее всего потребление «просядет» в жилищном секторе и на транспорте: в Европейском Союзе спад в этих секторах составит 30% и 8%, в США — 22% и 5%, а в Японии — 4% и 16%.

Bloomberg узнал содержание разговора Путина с нефтяниками перед разрывом сделки с ОПЕК

Локомотивом спроса останутся Китай и Индия, однако их суммарное потребление замедлится: если в период с 2018-го по 2025 год оно будет ежегодно расти в среднем на 0,5 млн б/с, то в 2025-2030 годы — на 0,4 млн б/с. В отличие от развитых стран, здесь драйвером торможения будет являться промышленность, прирост спроса со стороны которой в Индии замедлится с 16% в период с 2018-го по 2025 год до 8% с 2025-го по 2030-й, а в Китае в обоих случаях и вовсе снизится на 4%.

Неизбежность разрыва

В этой ситуации худшая стратегия — сидеть и ждать, когда сдерживание предложения потеряет всякий смысл, наблюдая при этом за утратой собственной доли на рынке. Так это уже произошло 35 лет назад с ОПЕК, чья глобальная доля с 1981-го по 1985 год снизилась с 37,1% до 28% из-за усилий Саудовской Аравии, сократившей тогда добычу почти в три раза (с 10,3 млн до 3,6 млн б/с, по данным BP). Котировкам Brent это не помешало за тот же период снизиться почти на 20%, с $56,2 до $45,8 за баррель (в ценах 2010 года, согласно подсчетам Всемирного банка), что вынудило саудовцев осенью 1985-го отказаться от попыток искусственно поддержать цены.

Ровно тот же сценарий ожидал бы и сделку ОПЕК+, тем более что потенциал для наращивания поставок есть также среди бывших и нынешних участников соглашений — Ирака, который, по базовому прогнозу МЭА, к 2025 году может нарастить добычу на 13% (до 5,3 млн б/с против 4,7 млн б/с в 2018-м), особенно в случае решения проблем с нехваткой воды на юге страны; Венесуэлы и Ирана, суммарный морской экспорт которых под влиянием санкций за прошедший год снизился более чем втрое (с 2,4 млн б/с в феврале 2019-го до 0,7 млн б/с в феврале 2020-го); и, наконец, России, которая может увеличить добычу за счет месторождений «Лукойла» (им. Филановского и им. Грайфера на Каспии), «Газпром нефти» (Восточно-Мессояхское на Ямале, Куюмбинское на севере Красноярского края) и «Роснефти» (Западно-Эргинское в Югре и Сузунское в Восточной Сибири), где промышленная добыча пока не началась либо не вышла на проектный уровень.

Именно поэтому российские нефтяники без особого энтузиазма относились к сделке ОПЕК+, не единожды предлагая пересмотреть квоты или вовсе отказаться от соглашений. В этом, пожалуй, было здравое зерно: как и в середине 1980-х, у политики сдерживания добычи рано или поздно наступил бы временной предел, преодоление которого неизбежно повлекло бы за собой убытки. И паника, возникшая на рынках из-за эпидемии коронавируса, этот предел лишь приблизила, но не изменила выбор для участников сделки — либо ужасный конец, либо ужас без конца. А потому не так уж и плохо, что в переговорах с ОПЕК российская сторона первое предпочла второму.