В апреле международное ценовое агентство Argus провело конференцию на тему «Глобальный рынок нефти 2020: вызовы времени». В мероприятии приняли участие руководители агентства, топ-менеджеры нефтяных компаний и видные отраслевые эксперты. «Сибирская нефть» публикует некоторые мнения, прозвучавшие на конференции и касающиеся самых острых на сегодня вопросов
Последствия кризиса и перспективы восстановления
Дэвид Файф: Неважно, что будет происходить по линии ОПЕК+, все равно на рынке будет 10–12 млн баррелей в сутки избытка нефти. Это неизбежная реальность того спада, который мы наблюдаем. И кроме того, не будет 100%-ного соблюдения квот в рамках ОПЕК+, как мы уже видели раньше. Соответственно, во втором квартале цены будут очень низкими. И не исключено, что вплоть до четвертого квартала будет использоваться нефть, которая сейчас уже есть в хранилищах. Для того, чтобы произвести большее воздействие на ценовую конъюнктуру, нужно будет и дальше урезать добычу нефти. Я ожидаю, что где-то во второй половине мая вся инфраструктура хранения будет заполнена, а в июне будут заполнены даже плавучие нефтехранилища-танкеры. Это значит, что цены будут очень-очень низкими: $20 за баррель и ниже во втором и даже в третьем квартале. Но это средние ежеквартальные значения, и в какую-то неделю цена может опуститься гораздо ниже и выражаться даже одноразрядным числом.
Тем не менее, мы ожидаем U-образного экономического восстановления по мере того, как режим самоизоляции-карантина будет постепенно ослабляться, а экономическая деятельность в странах мира начнет восстанавливаться во втором и третьем кварталах. Если мы увидим некоторое укрепление спроса и более положительную ситуацию с точки зрения пандемии, в 2021 году будут предпосылки к восстановлению цены. Но для того, чтобы рынок снова отбалансировался, я полагаю, необходим как минимум весь следующий год.
Владимир Дребенцов: ОПЕК+ взял за базу добычу октября 2019 года. А сейчас миру надо балансироваться по сравнению с первым кварталом. Это совсем другая ситуация, потому что везде мы видим цифру 9,7 млн баррелей, которые должны уйти с рынка. Но если мы сравним с первым кварталом, то сокращение составляет всего 7,5 млн баррелей. До 1 млн тонн сланцевой добычи может сократить США, еще порядка 400 тыс. тонн — Канада. Этого все равно недостаточно, потому что нужно каким-то образом дополнительно распорядиться 16–17 млн баррелей в сутки рыночного излишка. Значит, нефть должна уходить в хранилища. Но запасов на суше не так много. Ожидается, что летом США, которые обладают самыми крупными хранилищами, заполнят их на 88%. Технически выше уже невозможно, потому что разные сорта нефти никто смешивать не будет.
В танкеры трудно залить более 300 млн баррелей, учитывая, что большая их часть занята перевозками. А при рыночном избытке 10 млн баррелей в сутки они могут быть заполнены быстрее чем за месяц. Более того, не факт, что эта возможность будет использована.
Сейчас годовое контанго (разница между фьючерсными ценами на нефть через год и сегодня) составляет $15. Этого недостаточно, чтобы стимулировать долгосрочное хранение нефти в танкерах, учитывая, что средняя стоимость фрахта в районе Персидского залива сейчас составляет $130 тыс. за супертанкер в сутки. В месяц это около $4 млн, в год — $48 млн. При пропускной способности такого судна 2 млн баррелей и контанго $15, прибыль составит всего $30 млн. Этого недостаточно даже для покрытия расходов на фрахт. Выход только один: контанго должно измениться. Первый вариант — должен подниматься дальний конец фьючерсной прямой, то есть должна расти предполагаемая цена на май следующего года. Но этого не происходит. Значит, в ближайшее время мы, скорее всего, увидим увеличение контанго за счет того, что передний конец фьючерсной прямой будет опускаться вниз, то есть будет снижаться текущая цена на нефть. Ну а если и этого не хватит, то придется или идти на дальнейшие административные сокращения добычи или на сокращение добычи по экономическим причинам.
Кому будет проще выходить из кризиса?
Владимир Дребенцов: Легче всего восстанавливаться после кризиса будет нефтедобытчикам Персидского залива. Просто из-за геологии. И тем компаниям, которые занимаются разработкой сланцевой нефти, но уже по экономическим причинам. Скорость реагирования сланцевой добычи на изменения конъюнктуры самая короткая. Нужно бурить много скважин, и бурение одной занимает меньше месяца. Поэтому при снижении цен ниже порога рентабельности добыча быстро сокращается, при росте до уровня, который оправдывает увеличение объема бурения, добыча так же быстро наращивается. Поэтому мы считаем, что у ОПЕК, на самом деле, нет хорошего ответа на вызов сланцевой нефти.
В России все не так просто. Несколько облегчает задачу то, что сейчас на дворе апрель, а не октябрь-ноябрь, а значит, есть время, например на консервацию скважин так, чтобы оборудование, находящееся и на поверхности, и под землей, не пострадало. Так что есть надежда на то, что большая часть из сокращенной добычи в будущем не пропадет, хотя это опять же будет связано с затратами.
Джефф Краловец: Технология добычи нефти из плотных коллекторов в США достигла такого уровня развития, что отрасль может очень быстро отыграть изменение ситуации и начать бурить большее количество скважин. И изначально уровень добычи из скважины на плотном коллекторе очень высок. Так что объем добычи можно восстановить очень быстро. Единственное опасение связано с тем, что, если этот кризис продлится долго, сервисные компании просто распустят свой персонал. И для обратной мобилизации понадобится достаточно длительный период. Это будет самое серьезное ограничение.
Кроме того, в США в период кризиса вполне возможна консолидация нефтяной отрасли за счет поглощения крупными компаниями обанкротившихся мелких игроков рынка. Но стоит учитывать, что если в США компания подает заявку о банкротстве, это ведет к реорганизации бизнеса. И во многих случаях суды, которые рассматривают дела о банкротствах, выдают предписания продолжать добычу, чтобы сохранялся финансовый поток, который будет задействован для соблюдения процедуры банкротства. Так что это не значит, что обанкротившаяся компания не будет производить сырье.
Соглашение ОПЕК+
Владимир Дребенцов: Соглашение ОПЕК+ не поможет сбалансировать рынок в ближайшем будущем, но оно явно поспособствует балансировке рынка в последующие годы. Из-за того, что в последнее время цены находились на достаточно высоком уровне, с 2017 года инвестиционные решения о реализации проектов добычи достаточно дорогостоящей нефти принимались более чем на 2 млн баррелей в сутки. В 2020 году этого, очевидно, не произойдет. И прошлые проекты, скорее всего, будут затянуты, потому что инвестиционные программы большинства нефтяных компаний сокращены на 25–30%. Так что это задел на будущее, а сейчас на нефтяном рынке всем придется готовиться к очень серьезным испытаниям. Если внезапно не найдется какого-то волшебного лекарства от вируса, COVID-19 перевесит ОПЕК+.
Виктор Парно: Обязательства, которые взяла на себя Россия в рамках сделки ОПЕК+, очень серьезные. Уровни добычи, которые должны наблюдаться в России в мае и июне, в последний раз наблюдались в 2004 году. Во второй половине года добыча будет чуть выше, но все равно минимальная за 14 лет. Сокращение добычи на 23% в столь короткие сроки — это очень сложная задача даже технически. Пока нет определенности, на каких месторождениях что будет снижаться. Пока даже неизвестно, будут это новые или старые месторождения. При предыдущей договоренности добыча снижалась и там, и там. Но на новых месторождениях добыча в основном проще восстанавливается. Поэтому, возможно, добыча будет сокращаться все же больше на гринфилдах. При этом мы можем увидеть дальнейшее снижение цен, так как договоренности по такому масштабному снижению добычи мало что изменили. Снижение спроса значительно серьезнее, чем снижение предложения, которое будет достигнуто в рамках сделки ОПЕК+.
Денис Борисов: Конечно, с технологической точки зрения сокращение добычи в Саудовской Аравии и в России — это разные вещи. У нас практически все месторождения работают с применением системы поддержания пластового давления. Целые залежи представляют собой единую гидродинамическую систему, и какие-то корректировки по ходу создают большие сложности. Но кроме того, на сегодня примерно 46% российской добычи, включая конденсат, производится с применением тех или иных понижающих налоговых коэффициентов или СРП. Это говорит о том, что задача выбора объектов для сокращения добычи, которая сегодня стоит перед нефтяными компаниями, актуальна не только с точки зрения технологий.
Взять, например, сложную тюменскую свиту. При $29 за баррель экономика добычи этих запасов отрицательная, поэтому логично сократить их, а добыча конвенциальных запасов при современных реалиях приносит положительный денежный поток, значит, ее сокращать не надо. Но это далеко не так, потому что нужно не просто сократить добычу. Нужно, чтобы потом была возможность ее восстановить как минимум до прежнего уровня и сохранить потенциал для роста. Поэтому универсальных рецептов не существует. И я думаю, что каждая компания будет анализировать свой портфель активов и принимать решение не только из того, что они потеряют с точки зрения текущей экономики, но и исходя из того, сколько денег им потом потребуется, чтобы вернуть эту добычу.
Подписывайтесь, чтобы узнать больше о том, как нефтяная отрасль работает в условиях мирового кризиса. Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Ранее мы уже писали о том, как развивался кризис 2020 года на нефтяном рынке и о том, почему он не похож на предыдущие.
Оригинал статьи и другие материалы читайте на сайте журнала: www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/ или просто www.sibneft.ru