Главные нефтедобытчики Африки: желание добывать есть, сил — нет

Начало 2022 года ознаменовалось продолжением роста цен на нефть в мире. В середине февраля глава нефтетрейдера Vitol Group Рассел Харди в интервью Bloomberg предположил, что в ближайшие полгода или даже 9 месяцев стоимость может подняться выше $100 за баррель. В конце февраля этот сценарий начал претворяться в жизнь. После завершения 26-й министерской встречи ОПЕК+ (в формате видеоконференции), 2 марта, цена контрактов по европейскому эталону нефти Brent составила $113 за баррель, а американского эталона WTI — $111. В картеле признали, что нынешняя волатильность вызвана не изменениями в фундаментальных показателях рынка, а текущими геополитическими событиями, очевидно, имея ввиду происходящее на Украине.

Учитывая прогнозы еще до начала кризиса в Восточной Европе, а также турбулентность в международных отношениях, которая началась с конца февраля 2022-го, можно с уверенностью утверждать, что стоимость нефти серьезно снизится в ближайшее время. Для многих нефтедобытчиков это открывает новые возможности по увеличению инвестирования в добычу ископаемого или выплат для акционеров.

Однако для пяти крупнейших нефтедобытчиков в Африке ситуация пока что остается весьма неоднозначной. В последние месяцы Нигерия и Ангола, которые обязаны соблюдать квоты ОПЕК, даже не смогли выбрать весь объем по наращиванию добычи нефти, выделенный им картелем. У Алжира получается немного лучше, но тоже с большим трудом. В январе 2022-го он почти приблизился к максимально допустимому значению, но все равно не добрал 2 тыс. б/с.

Ливия, освобожденная от квот ОПЕК с 2016 года, пока не может гарантировать устойчивого роста добычи из-за неугасающей гражданской войны. Египет, который также находится в списке пятерки крупнейших нефтедобытчиков Африки, но не состоит в ОПЕК, планирует нарастить добычу и готовится к серьезному увеличению инвестиций в отрасль. Однако, во-первых, этот процесс будет сильно зависеть от конъюнктуры рынка, а во-вторых, объем извлечения нефти в североафриканской стране заметно ниже, чем у первой тройки африканских лидеров, а значит, действия Каира вряд ли окажут серьезное влияние на мировой рынок углеводородов в целом.

Нигерия

Нигерия, которая считается крупнейшим производителем нефти на черном континенте, в январе 2022 года смогла увеличить показатель добычи лишь до 1,46 млн б/с вместо запланированных по графику ОПЕК 1,68 млн б/с. Для сравнения: в декабре 2021-го Нигерия добывала 1,197 б/с, а в ноябре — 1,275 б/с. Есть вероятность того, что страна не сможет полностью выбрать квоту, назначенную ОПЕК, и в марте (1,718 млн б/с), апреле (1,735 млн б/с). В сентябре 2021-го в Reuters, ссылаясь на данные Департамента нефти Нигерии, сообщили, что страна не успевает выбирать квоты ОПЕК уже больше года.

Даже несмотря на то, что с 2021 года стоимость нефти в мире постепенно росла, уровень добычи в Нигерии де-факто так и не смог достичь «докоронокризисных» показателей. С 2015 по 2019 гг. страна добывала около 2 млн б/с.

Специфика отрасли в африканском государстве такова, что к базовым причинам, влияющим на объем инвестирования и добычи углеводородов (квоты ОПЕК, конъюнктура мирового рынка нефти, сбои в логистике из-за пандемии и т. п.), нужно добавлять еще и другие факторы.

Речь идет о проблемах безопасности. Воинствующие группировки в стране постоянно угрожают инфраструктуре нефтегазовых объектов, а также персоналу, который на них работает, особенно на юго-востоке страны. К примеру, 17 августа 2021 года группа боевиков напала на колонну автобусов, перевозивших сотрудников Shell Petroleum Development Company of Nigeria (подрядчика Государственной нигерийской нефтегазовой компании — NNPC), которые должны были работать на проекте разработки газа Assa North в районе Охаджи штата Имо. 6 сотрудников компании были убиты. Нападение было совершено в тот же день, когда президент Нигерии Мухаммаду Бухари одобрил «Закон об инвестициях в нефть», призванный облегчить работу иностранных компаний в стране. Такие случаи нападений происходят регулярно. Террористические группировки похищают людей, саботируют работу трубопроводов и даже незаконно откачивают нефть из работающих магистралей.

Хоть NNPC и является мажоритарным владельцем во всех проектах по добыче, нигерийская госкомпания не способна самостоятельно работать с дорогостоящими и сложными морскими месторождениями нефти. Она нуждается в постоянном сотрудничестве с иностранными компаниями, обладающими высокотехнологичным оборудованием и соответствующими специалистами. Как правило, это Chevron, Exxon Mobil, Shell, Total и Eni. Но в таких условиях иностранные компании не торопятся инвестировать в нефтедобычу.

Ангола

Добыча нефти в Анголе с середины 2019 года (т.е. еще до начала пандемии и сильного уменьшения стоимости нефти на мировом рынке) по середину 2021-го последовательно снижалась. В июле 2021 года она составляла 1,22 млн б/с, хотя за год до этого показатель составлял 1,43 млн б/с.

Тенденция по снижению добычи продолжилась вплоть до декабря 2021 года — 1,150 млн б/с. Только в январе 2022-го появился слабый рост — 1,193 млн б/с, причем этот показатель все равно на 250 тыс. б/с меньше квоты, выделенной ОПЕК. Учитывая это, не совсем понятно, сможет ли Ангола выбрать еще большие по объему квоты в марте (1,435 млн б/с) и апреле (1,450 млн б/с). Проблему с неспособностью быстро наращивать добычу не помогает решить даже созданный в 2018 году специальный регулятор (Национальное агентство по нефти, газу и биотопливу — ANPG), призванный сократить для иностранных нефтегазовых компаний бюрократическую волокиту.

Важную роль в неспособности Анголы нарастить добычу сыграла пандемия, из-за которой мировые цены на нефть с 2020 года сильно снизились, тем самым уменьшив поток инвестиций в африканскую страну. Низкая стоимость углеводородов сделала добычу на ряде глубоководных месторождений менее рентабельной. Еще в марте 2021-го президент Анголы Жуан Лоренсу выразил надежду, что государственная нефтяная компания африканской страны Sonangol сможет максимизировать доход от уже действующих и не нуждающихся в модернизации месторождений. Как писали тогда в African Business, на тот момент компания едва ли могла получать прибыль из-за своих огромных долгов, поэтому при всем желании не смогла бы работать с новыми объектами.

В том же месяце в ANPG (регулятор нефтянки Анголы, занимающийся выдачей лицензий на месторождения) заявили, что если в ближайшие годы не произойдет новых открытий крупных месторождений нефти, то объем добычи в стране к 2028 году снизится до 500 тыс. б/с. Прогноз вполне ожидаемый, учитывая что крупнейшие месторождения Анголы начали работу в начале 2000-х годов и уже давно прошли пик добычи.

В середине 2021-го был запущен проект по добыче нефти Zinia Phase 2 в блоке 17 (при участии TotalEnergies), который к 2022 году должен выйти на мощность в 40 тыс. б/с. Есть также определенные надежды на увеличение объемов добычи за счет проекта Platina с мощностью в 30 тыс. б/с (оператор — BP), а также проекта Cuica с мощностью в 10 тыс. б/с (оператор — Eni). Однако работа на таких месторождениях, в силу их масштаба, все равно не сможет серьезно поднять общий показатель добычи страны.

В целом, за 2021 год ни один из ключевых иностранных партнеров африканской страны (BP, Chevron, ExxonMobil, Total, Statoil, Eni и CNOOC) не начал поиск или разработку масштабного месторождения, способного в течение нескольких лет восстановить уровень добычи Анголы хотя бы до показателей 2015 года (1,8 млн б/с). Пессимизм ANPG по поводу бесперспективности увеличения добычи в Анголе разделили и в S&P Global, где уверены, что даже при наилучшем сценарии выше уровней 2019–2020 гг. ангольской нефтянке в ближайшие годы не подняться.

Алжир

Похожие проблемы наблюдаются уже более 10 лет и в Алжире, у которого добыча снизилась с 1,7 млн б/с в 2005 году до 1,3 млн б/с в 2019 году. По этой причине в начале 2020 года в североафриканской стране даже провели реформы, снизив налоговую нагрузку для государственной нефтегазовой компании Sonatrach и ее международных партнеров (BP, Total и ExxonMobil) с 85% до примерно 60-65%. Это было сделано за счет уменьшения:

• налога на добычу (установлен по фиксированной ставке 10% по сравнению с диапазоном 5-20% ранее);
• налога на прибыль от нефти (с диапазона 20-70% до 10-50%);
• дополнительного подоходного налога (с диапазона 19-80% на фиксированную ставку в 30%).

Однако такой меры, учитывая показатели 2020 и 2021 гг., оказалось недостаточно, чтобы решить проблему с недоинвестированием в отрасль, поиском и запуском новых месторождений. С пикового значения в начале 2020 года (по данным Sonatrach, около 1,3 млн б/с) уровень добычи в Алжире упал до 808 млн б/с в июле, после чего показатель начал медленный рост до отметки 966 тыс. б/с в декабре 2020-го. В январе 2022-го он еще немного увеличился — почти до — 977 тыс. б/с, что по сообщениям Bloomberg и S&P, ссылающихся на данные ОПЕК, с трудом (не хватило лишь 2 тыс. б/с) приблизило Алжир к максимально допустимому объему добычи, запланированному картелем для этой страны на январь 2021-го. Если североафриканская страна не предпримет срочные меры в нефтедобыче, то она уже не сможет настолько приблизиться к максимальному значению квот ОПЕК в марте (0,992 млн б/с) и апреле (1,002 млн б/с).

Ливия

Ливия, даже несмотря на гражданскую войну с 2011 года, все еще входит в пятерку крупнейших нефтедобытчиков Африки. Однако неугасающий конфликт постоянно мешает стране серьезно нарастить объем добычи даже с учетом того, что с 2016 года она освобождена от квот ОПЕК.

Как только в 2019 году был достигнут определенный прогресс в переговорах между враждующими правительством национального согласия (ГНА) и Ливийской национальной армией (ЛНА), страна смогла довольно быстро увеличить объемы извлечения углеводородов. В 2019-м она нарастила добычу до 1,2 млн б/с, что почти в 2 раза больше, чем в 2016 году. Впрочем, это все равно значительно меньше, чем до начала гражданской войны (1,7 млн б/с).

Однако с начала 2020-го объемы вновь упали, причем не из-за хаоса на мировом рынке углеводородов и пандемии, а возобновления боевых действий между ГНА и ЛНА. В итоге средний показатель добычи за 2020 год в Ливии составил всего 390 тыс. б/с.

2021 год оказался для североафриканской страны тоже весьма непростым, поскольку добычу приходилось временно останавливать из-за блокады нефтяных месторождений на западе страны, закрытия четырех портов и крупного трубопровода (прокачивает нефть из месторождения Эш-Шарара в порт Завия). Однако в целом год оказался более удачным, поскольку добыча колебалась от 700 тыс. до 1,2 млн б/с.

В 2022 году появилась некоторая надежда на дальнейший рост добычи, поскольку все четыре порта, где отгружают нефть для экспорта, вновь работают. 11 января в Национальной нефтяной корпорации Ливии (NOC) заявили, что возобновлена добыча на месторождениях Эль-Филь, Эль-Вафа, Эль-Хамада и самом крупном — Эш-Шарара, которое находится под управлением дочки NOC, а также Repsol, OMV и TotalEnergies.

Для роста добычи нефти в Ливии в 2022 году появились и другие предпосылки. Еще в ноябре 2021 года в TotalEnergies заявили о намерении инвестировать в 2022-м $2 млрд для увеличения производственных мощностей (на 100 тыс. б/с) нефтяных месторождений North Giolo и NC-98. В конце 2021-го французская компания вместе с ConocoPhilips exploration and production company выкупила у американской Hess 8-процентную долю активов по добыче в нефтяном бассейне «Ваха», что на востоке страны. По сути, TotalEnergies к началу 2022 года увеличила общую долю своих активов в нефтяной отрасли Ливии до 20%.

Кроме повышенной активности в Ливии TotalEnergies и ConocoPhilips есть некоторые телодвижения и со стороны Shell. Представители компании к концу 2021 года заявили о желании приступить к работе на уже существующих месторождениях в блоке NC-174 в бассейне Мурзук, а также разрабатывать новые — на шельфе бассейна Киренаики, на суше в бассейнах Гадамес и Сирт. Однако пока неизвестно, какой объем инвестиций поступит от этой компании.

Впрочем, все эти намерения могут в любой момент исчезнуть, столкнувшись с проблемами в виде новых боевых действий и блокады работы различных объектов в нефтяной отрасли в Ливии. К тому же из-за неспособности противоборствующих сил принять национальный бюджет страны все острее становится проблема недофинансирования NOC, которой нужно модернизировать стареющую или поврежденную инфраструктуру нефтяной отрасли.

Египет

Египет, входящий в пятерку крупнейших нефтедобытчиков Африки, не состоит в ОПЕК, т. е. его не ограничивают квоты картеля. В то же время Каир оказывает меньшее влияние на мировой рынок нефти, поскольку объем добычи в североафриканской стране на порядок меньше, чем у Нигерии, Анголы и Алжира. В 2020 году он смог обогнать лишь Ливию (18,3 млн т), добыв всего за год около 30 млн т нефти.

Динамика добычи в Египте тоже не превосходит показатели первой четверки нефтедобытчиков Африки. Более того, она в последние несколько лет отличается волнообразностью. Если с 2014 по 2019 гг. в Египте в среднем добывалось около 600 тыс. б/с, то с началом пандемии все изменилось. В 2020 году объем добычи снизился с примерно 630 тыс. б/с до почти 560 тыс. б/с, а в 2021 году он варьировался от 572 тыс. б/с до 552 тыс. б/с.

Несмотря на волнообразность объемов добычи, а также снижение ее объемов за последние 2-3 года, предпосылки для развития отрасли все же есть, особенно сейчас, когда цены на нефть в мире несколько месяцев подряд демонстрируют рост. 24 января 2022 года глава Министерства нефти и минеральных ресурсов Тарек Эль Молла заявил, что Египет нацелен на получение $7 млрд прямых иностранных инвестиций для своего нефтегазового сектора в новом финансовом году (2022–2023 гг.), который начинается в июле.

Такой оптимизм отчасти обоснован, поскольку еще в 2020 году было подписано девять соглашений, преимущественно с ExxonMobil и Chevron, на разведку нефти и природного газа в Средиземном море, Красном море и Западной пустыне с условием инвестирования как минимум на сумму в $452 млн. К этому стоит добавить концессионное соглашение о разведке блока East Damanhour, которое подписали 10 февраля 2020 года Wintershall Dea и Тарек Эль Молла, а также объявление в июле 2020-го компанией Eni о новом открытии и добыче нефти в Юго-Западной концессии Мелейха (в западной части пустыни Египта). Впрочем, пока не ясно, насколько этот проект сможет увеличить общий показатель добычи нефти страны.

Учитывая растущие цены на нефть, Египет пытается увеличить добычу не только за счет иностранного капитала, но и своими силами. 27 января египетская нефтегазовая компания United Oil and Gas объявила о начале работ (при содействии Kuwait Energy Egypt) на месторождении скважины ASD-2 — одной из четырех, которые она намерена пробурить в районе Абу Сенан в 2022 году. По предварительным оценкам, запасы, где будет производиться бурение вышесказанных скважин, могут составлять примерно 5,5 млн баррелей. Однако пока не ясно, когда и в каком объеме будет налажена добыча с этого месторождения.

Государственная нефтяная компания Египта EGPC также намерена увеличить объем добычи. Ее дочка — Qarun Petroleum Company — в 2022 году намерена инвестировать в отрасль $243 млн для увеличения добычи на 20,5 тыс. б/с. В еще одной египетской компании — Khalda Petroleum — заявили, что в 2022 году потратят на разведку и бурение примерно 100 скважин около $900 млн. Для сравнения: в 2021 финансовом году компания потратила $594 млн, сделав открытие четырех месторождений с общими запасами около 21 млн баррелей нефтяного эквивалента.

В целом, Египет, в отличие от остальных лидеров по нефтедобыче в Африке, обладает наиболее устойчивым потенциалом для наращивания добычи, по крайней мере при благоприятной конъюнктуре на мировом рынке энергоносителей. Но в ближайшей перспективе его объемы добычи будут меньше, чем у Нигерии, Алжира и Анголы, следовательно, влияние Каира на ценообразование черного золота в мире будет минимальным.

Что же до других крупнейших нефтедобытчиков Африки, то у каждого из них есть свои причины, по которым они не могут в ближайшей перспективе преподнести «сюрприз» мировому рынку нефти, предъявив большие, чем от них ожидали, объемы нефти. Нигерии мешают локальные конфликты с боевиками, большой уровень коррупции и слабое инвестирование. Ангола слишком сильно пострадала от потери инвестиций в 2020 и 2021 гг., поэтому до сих пор пока не может самостоятельно нарастить добычу на трудноизвлекамых месторождениях. Рост добычи Алжира также упирается в проблему нехватки инвесторов, впрочем, там снижение объемов наблюдалось даже до пандемии. У Ливии есть потенциал к росту добычи, возможно, даже до 2 млн б/с, о чем говорили в NOC еще в ноябре 2021 года, но все это может резко прекратиться из-за нового витка гражданской войны.

Европа может рассчитывать только на небольшие краткосрочные контракты

По словам руководителя Центра анализа стратегии и технологии развития ТЭК РГУ нефти и газа им. Губкина Вячеслава Мищенко, даже при более высоких сегодня, по сравнению с последними годами, ценами на нефть крупнейшие нефтедобытчики Африки не смогут «вбросить» на мировой рынок серьезные дополнительные объемы. Особенно это касается вопроса компенсации поставок нефти из России в Европу.

«РФ добывает около 10-11 млн б/с. Примерно 5 млн б/с идет на переработку, а на экспорт уходит ориентировочно (в зависимости от конъюнктуры рынка) до 6 млн б/с. Конечно, европейское направление для поставщиков из России является основным, но и Восток в лице стран АТР тоже играет важную роль, поскольку туда отправляется до одной трети от всех объемов. При необходимости экспорт в сторону Азии может быть расширен.

Проблема в том, что те объемы, которые добывают крупнейшие нефтедобытчики Африки, уже занимают свою нишу в мировом рынке. Если Черный континент хочет заменить российскую нефть, то ему придется непонятно откуда брать дополнительные объемы углеводородов, ведь тот объем, которые извлекается сейчас, уже предназначен для конкретных покупателей. Никто сейчас не готов отказываться от нигерийской, алжирской или египетской нефти, чтобы ее можно было куда-то перенаправить», — говорит эксперт.

Также Вячеслав Мищенко отметил, что Европе можно рассчитывать только на краткосрочные контракты, причем с весьма небольшими объемами. Даже если крупнейшие нефтедобытчики каким-то образом совокупно смогут добавить на мировой рынок, скажем, 200 тыс. б/с. (на большее надеяться не стоит по целому ряду причин), это будет капля в море, причем даже для регионов или отдельных стран, а не всего мира.

«Все 5 крупнейших нефтедобытчиков Африки находятся в состоянии рецессии, нехватки инвестиций, а некоторые из них еще и в состоянии гражданской войны. Есть и проблемы с логистикой, вызванной последствиями пандемии. Если говорить о Европе, которая сейчас рассуждает об альтернативе российским углеводородам, то на регулярный поток нефти из Африки ей рассчитывать вообще не стоит.

Кстати, в отдельных частях ЕС не будет сильного спроса на нефть из Африки. Качество нефти на многих НПЗ в Восточной, Центральной и части Западной Европе имеет определенную технологическую конфигурацию. Заводы привыкли использовать среднесернистую российскую нефть сорта Urals. На юге Европы она вообще уже давно является де-факто основным техническим бенчмарком. Заменить ее африканской можно, но это будет экономически нецелесообразно, ведь придется подмешивать другие сорта. Рынок Европы давно сформировался и быстро заменить в нем одного поставщика на другого не выйдет», — резюмировал Вячеслав Мищенко.