Недавно страны ОПЕК+ вновь договорились сократить добычу на 500 тысяч баррелей в день. С одной стороны, хорошо, что все стороны пришли к компромиссу и стабилизировали ситуацию на рынке. С другой стороны, эта ситуация у кого-то может уже и вызвать вопросы: да, объемы нового сокращения не так уж и велики (для России это менее одного процента всей добычи), но это уже не первые ограничения. Что дальше? Неужели страны ОПЕК+ так и будут постоянно сокращать свое производство в пользу прочих стран и компаний?
В нефтяной сфере, а особенно в текущей конфигурации мировой "нефтянки", точный ответ на вопрос "что дальше" дать практически невозможно. Тем не менее есть определенные основания предполагать, что наступающий год будет непростым, но переломным для отрасли — в том смысле, что уже в 2021 году ситуация улучшится. Но при этом в 2020 году ограничения в рамках договоренностей ОПЕК+ нужно будет сохранять (сейчас договоренности продлены, с увеличением объемов сокращений, по первый квартал 2019 года), а может быть, и несколько усиливать. Что указывает на такое развитие событий?
Сначала напомним базовые цифры: мировое производство нефти (включая конденсат и легкие фракции) составляет около 95 миллионов баррелей в день, ежегодный прирост спроса — примерно один миллион баррелей в день (то есть примерно на один процент ежегодно). Предложение же тоже растет, и время от времени быстрее спроса, отчего и появились ограничения ОПЕК, а позже ОПЕК+. В цифрах есть некоторая условность: например, они зависят от того, как учитывать легкие фракции, использовать ли тонны или баррели (так как нефть разная и плотность разная), да и статистика разных источников подчас отличается на сотни тысяч баррелей. Тем не менее общая картина такова.
А теперь посмотрим на относительно краткосрочный прогноз (на 2020 год) по приросту добычи, который на днях опубликовала компания Rystad Energy. Эта аналитическая структура предсказывает рекордный (за десятилетия!) прирост добычи стран "не-ОПЕК": за год на дополнительные 2,2 миллиона баррелей в день. Из чего состоят эти объемы: это американская добыча (1,2 миллиона), преимущественно сланцевая, а также оффшорная (морская) добыча, в первую очередь в Бразилии и Норвегии. В меньшей степени рост покажет Канада, а также "восходящая звезда" морской нефтедобычи — Гайана. На эту небольшую страну, кстати, пора обращать внимание: здесь планируется добывать 750 тысяч баррелей в день к 2025 году.
Таким образом, в этой конфигурации мы уже видим избыток, который будет давить на цены. Здесь, правда, следует сделать одну оговорку. На фоне снижения числа работающих буровых установок в США очень вероятно, что прогноз по американскому "сланцу" выглядит слишком оптимистичным.
Для добычи сланцевой нефти "подбуривать" нужно всегда, поэтому было бы странно, если бы такое сильное падение привело к тем же темпам роста добычи, что и в уходящем году (свыше одного миллиона баррелей в сутки). Да, есть фактор так называемых незаконченных скважин (когда скважина уже готова и поэтому буровая установка не нужна, но ждет гидроразрыва для начала добычи). Есть фактор научно-технического прогресса, но он в значительной степени уже был отыгран в 2015 году, когда компаниям приходилось выживать в условиях экстремально низких цен.
Так или иначе, последний прогноз другой консалтинговой структуры, IHS Markit, в котором ожидается прирост сланцевой нефти только в 440 тысяч баррелей, выглядит более реальным.
В таком случае (если добыча в США составит, скажем, около 500 тысяч), глобальный прирост предложения снизится до 1,5 миллиона, что с учетом прироста спроса (один миллион баррелей) даст нам избыток предложения всего на 500 тысяч. Это, кстати, и соответствует цифре последнего сокращения в рамках ОПЕК+. (За скобками оставляем тот факт, что некоторые страны перевыполняли планы по сокращению, возможно, они сохранят это перевыполнение и в условиях новых ограничений.)
Но главное — что дальше, после 2020 года?
Со сланцевой нефтью делать предсказания сложно. Та же IHS прогнозирует практически отсутствие роста в 2021 году с медленным последующим восстановлением. Rystad Energy в целом более оптимистична — по ее мнению, даже при 45(!) долларах за баррель марки WTI сланцевая добыча только прекратит рост, но не будет снижаться. В любом случае, падения сланцевой добычи никто не ждет, но главное, объем сланцевой добычи, хоть и с небольшим лагом, является функцией цен на нефть, которые в свою очередь, зависят от массы факторов.
В этом смысле намного более предсказуем второй ключевой источник нового предложения, как уже отмечалось выше: оффшорная добыча в различных регионах. Ее прогнозировать намного проще, чем "сланцы". Это в целом длительные проекты с понятными сроками и объемами. И, если не будет каких-то форс-мажоров при запуске, нет причин сомневаться в прогнозе. Важно отметить, что оффшорная добыча составляет уже почти треть (27 миллионов) от всего производства нефти. Более того, именно на нее приходится и основной прирост предложения, так как основные сухопутные месторождения выработаны, а новые инвестиции на земле скорее компенсируют падение на старых участках. (За исключением разве что ближневосточной добычи, но она сдерживается сделкой ОПЕК+.) В этом контексте интересно то, что уже в 2020 году, по прогнозам еще одной аналитической компании, Sanford Bernstein, морская добыча пройдет пик добычи, а в 2021 году начнет снижаться.
