Иллюзия сокращения: почему новая сделка ОПЕК+ не сможет сбалансировать рынок

«Попытка дать рынку „бычий“ сигнал без реального ущерба для фактической добычи» — к такой формуле можно свести итоги министерской встречи ОПЕК+, состоявшейся 30 ноября 2023 г. Ужесточение квот для африканских стран ОПЕК наряду с добровольным сокращением предложения на 2,2 млн баррелей в сутки (б/с) со стороны ключевых участников сделки на практике будет означать удержание добычи и экспорта нефти вблизи текущих уровней, которые, в большинстве своем, находились ниже предельных значений, вступающих в силу с января 2024 г.

Квоты: план близок к реальности

Иллюстрация тому — «история» с квотами для Анголы, Нигерии и Республики Конго. Реальное сокращение предложения потребуется лишь от Анголы, квота которой с января 2024 составит 1,11 млн б/с, тогда как фактическая добыча в октябре 2023 г. достигла 1,18 млн б/с, согласно данным Управления энергетической информации (EIA) Минэнерго США. Добыча в Нигерии (1,31 млн б/с) и Республике Конго (260 тыс. б/с) в октябре 2023 г. и без того находилась ниже квот (1,50 млн б/с и 277 тыс. б/с соответственно), которые вступят в силу в следующем году.

То же самое во многом касается и ведущих участников сделки ОПЕК+. Если взять за точку отсчета квоты, установленные на июньской министерской встрече ОПЕК+, то, с учетом добровольного сокращения добычи на 1 млн б/с, квота для Саудовской Аравии должна будет составить 9,478 млн б/с, в то время как фактическая добыча в стране в октябре 2023 г. достигла лишь 9,0 млн б/с. В свою очередь, добыча нефти в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), в октябре 2023 г. была ниже обновленных квот на 126 тыс. б/с (2,930 млн б/с против 3,056 млн б/с), в то время как в Алжире добыча превышала новый предельно допустимый уровень лишь на 4 тыс. б/с (960 тыс. б/с против 956 тыс. б/с), а в Кувейте — на 19 тыс. б/с (2,560 млн б/с против 2,541 млн б/с).

Вполне ожидаемым исключением является Ирак, где добыча в октябре 2023 г. превышала уровень новых квот на 112 тыс. б/с (4,320 млн б/с против 4,208 млн б/с). В отличие от Саудовской Аравии, Кувейта и ОАЭ, где сегмент Upstream контролируют государственные монополии (Saudi Aramco, Kuwait Petroleum Corporation и, с некоторыми оговорками, ADNOC), нефтяная отрасль Ирака насчитывает свыше десятка производителей, включая международные компании. Поэтому Ираку объективно сложнее выполнять обязательства перед ОПЕК+, даже несмотря на наличие инфраструктурных ограничений в отрасли, таких как дефицит пресной воды в нефтедобывающей провинции Басра, а также вынужденный простой нефтепровода Киркук-Джейхан, который сдерживал предложение нефти в Ираке на протяжении большей части 2023 г.

Россия: экспорт нефти vs экспорт нефтепродуктов

Тренд на анонсирование квот, которые уже нашли применение на практике, в целом, относится и к России, которая в дополнение к сокращению экспорта нефти на 300 тыс. б/с планирует снизить внешние поставки нефтепродуктов на 200 тыс. б/с (к среднему уровню мая-июня 2023 г.). По данным S&P Global Platts, морской экспорт нефти из России в октябре 2023 г. был ниже средних значений мая и июня 2023 г. на 150 тыс. б/с (3,53 млн б/с против 3,68 млн б/с), а морской экспорт нефтепродуктов — на 330 тыс. б/с (2,12 млн б/с против 2,45 млн б/с).

При этом на октябрьские показатели влияли ограничения на экспорт дизельного топлива (ДТ), которые были практически полностью отменены в ноябре 2023 г. Поэтому российские компании, скорее всего, в ближайшие месяцы будут наращивать производство и экспорт нефтепродуктов, снижая тем самым морские поставки сырья, что будет способствовать исполнению обязательств перед ОПЕК+. Наряду с низким интересом инвесторов к соблюдению квот со стороны Казахстана и Омана, это позволит ОПЕК+ демонстрировать, что сделка воплощается на практике.

От рынка продавца — к рынку покупателя

Однако головной болью для ОПЕК может стать изменение баланса на мировом рынке нефти, который по итогам IV квартала 2023 г. вновь станет профицитным. Если в III квартале 2023 г. глобальный спрос превышал предложение на 90 тыс. б/с, то в IV квартале 2023 г. предложение превысит спрос на 200 тыс. б/с, согласно прогнозу EIA. Причина — в увеличении добычи в странах вне ОПЕК+, в том числе в США, где в октябре и ноябре 2023 г. добыча превысила отметку в 13 млн б/с впервые с начала пандемии COVID-19. При этом к концу I квартала 2024 г. должен будет выйти на проектную мощность добычи третья по счету установка для добычи, хранения и отгрузки (FPSO) нефти на блоке Stabroek (FPSO Prosperity), которая позволит Гайане нарастить предложение с нынешних 400 тыс. б/с до более чем 600 тыс. б/с.

Это будет играть на увеличение профита на рынке нефти, особенно с учетом торможения экономики в ряде крупнейших стран-потребителей. Согласно октябрьскому прогнозу МВФ, прирост ВВП в США замедлится с 2,1% в 2023 г. до 1,5% в 2024 г, в том числе из-за высоких процентных ставок, а в Китае, где близок к исчерпанию эффект запоздалого снятия «ковидных» ограничений, — с 5,0% до 4,2% соответственно.

Нефтехимия вместо легковых авто

Что не менее важно, потенциал восстановления спроса на нефть практически исчерпан в авиаперевозках, которые сильнее других отраслей пострадали во время пандемии COVID-19. Если в сентябре 2022 г. глобальный пассажирооборот (RPK) внутренних и международных авиарейсов был на 26,2% ниже уровня аналогичного месяца 2019 г., то в сентябре 2023 г. эта разница сократилась до 2,7%, согласно данным Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA). Потенциал восстановления авиаперевозок сохраняется, в основном, в Азиатски-Тихоокеанском регионе (АТР), где пассажирооборот гражданских рейсов в сентябре 2023 г. был ниже доковидного уровня на 10,1%. Однако в ближайшие месяцы это отставание будет нивелировано, из-за чего нефтяной рынок потеряет один из драйверов восстановления спроса.

При этом еще большую угрозу таят изменения в структуре нефтяного спроса, которые произойдут уже в 2020-е гг. Наземный автотранспорт утратит роль локомотива глобального спроса из-за революции в области электромобилей. Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), к 2028 г. общемировое использование нефти для производства бензина сократится на 0,3 млн б/с в сравнении с уровнем 2022 г., а для производства дизеля — увеличится лишь на 0,6 млн б/с, в то время как для производства нафты, являющейся сырьем для нефтехимии, вырастет на 1,5 млн б/с. При этом альтернативой нафты является извлекаемый из природного газа этан, спрос на который за тот же период увеличится на 1,7 млн б/с.

Драйвером структурных изменений будут экономики стран ОЭСР, где электромобили и гибриды уже составляют значимую долю автомобильного рынка. Например, в ЕС в период с 2018 по 2022 гг. общая доля электрокаров и гибридов в структуре продаж новых легковых авто выросла с 5,9% в 2018 г. до 44,1%, тогда как доля автомобилей на бензиновых и дизельных двигателях сократилась с 92,3% до 52,8% соответственно (без учета всех прочих авто), согласно данным Европейской ассоциации автопроизводителей (ACEA). В свою очередь, в США по итогам первых трех кварталов 2023 г. общая доля гибридов и электрокаров в продажах новых легковых автомобилей достигла 16,0%, хотя еще в 2021 г. она составляла лишь 9,0%, а в 2022 г. — 12,5%, согласно данным EIA.

Гонка новых мощностей

Другая угроза связана с ростом предложения вне ОПЕК+ и увеличением профицита нефтедобывающих мощностей в странах-участницах сделки. Сюда, в частности, относится строительство в США экспортного нефтеналивного терминала SPOT мощностью 2 млн б/с, который сможет обслуживать сверхкрупные танкеры (класса VLCC): его ввод в строй произойдет не позже 2027 г., после чего США смогут увеличить экспорт нефти с нынешних 4 млн б/с до 6 млн б/с, приблизившись по этому показателю к Саудовской Аравии (7,3 млн б/с в 2022 г.). В свою очередь, Гайана к 2027 г. увеличить предложение до 1,2 млн б/с за счет новых плавучих установок по добыче нефти на блоке Stabroek. Другая страна Латинской Америки, Аргентина, может к 2030 г. нарастить добычу с нынешних 700 тыс. б/с до 1,4 млн б/с за счет освоения формации Vaca Muerta, которая по своим геологическим параметрам близка к крупнейшим сланцевым формациям США.

Наконец, Saudi Aramco планирует к 2027 г. увеличить мощности по добыче нефти с 12 млн б/с до 13 млн б/с (без учета прочих углеводородов), в том числе за счет увеличения капитальных затрат, которые по итогам 2022 г. достигли рекордных $37,6 млрд (7,5% глобальных инвестиций в добычу нефти). Нельзя сбрасывать со счетов и Венесуэлу, которая в случае пролонгации решения Минфина США о смягчении санкционных ограничений сможет постепенно наращивать добычу в ближайшие годы, даже несмотря на тяжелые последствия национализации, санкций и увеличения налоговой нагрузки, из-за которых добыча нефти в стране в 2022 г. была почти в пять раз ниже, чем на пике в 1998 г. (730 тыс. б/с против 3,45 млн б/с).

Стратегия «мягкого» выхода

На этом фоне несколько несвоевременными выглядят намерения Бразилии присоединиться к ОПЕК+, особенно с учетом того, что страна может увеличить добычу нефти с нынешних 3,2 млн б/с до 5 млн б/с (без учета прочих углеводородов) за счет освоения подсолевых месторождений на шельфе Атлантики. Даже если Бразилия не будет участвовать в распределении квот, ее сотрудничество с ОПЕК+ будет подрывать веру инвесторов в саму возможность сбалансировать рынок за счет сжатия предложения, особенно с учетом упомянутого роста добычи в Северной и Южной Америке. Наряду с изменениями в структуре глобального спроса, это может привести к повторению сценария середины 1980-х, когда сдерживание добычи потеряло экономический смысл, что возвестило о начале эпохи низких цен, растянувшейся почти на два десятилетия.

Поэтому в выигрыше останутся те страны ОПЕК+, которые в следующем году смогут «выторговать» для себя наиболее мягкие квоты, обеспечивая тем самым наиболее благоприятные условия для выхода из сделки, которую рано или поздно постигнет та же судьба, что и «первую» сделку ОПЕК+, развалившуюся с треском накануне пандемии COVID-19.

Кирилл Родионов, независимый эксперт