Рост добычи нефти до 2028 года полностью удовлетворит рост спроса, поэтому ценовых скачков не предвидится, говорится в новом докладе МЭА «Нефть 2023. Анализ и прогноз до 2028 года». Не все участники рынка верят в такой прогноз, и для сомнений имеются весомые основания.
Согласно докладу МЭА «Нефть 2023. Анализ и прогноз до 2028 года» прогнозируемый спрос на нефть в 2028 году составит 105,7 млн баррелей в день (мб/с). Общий объем мирового предложения увеличится до 111 мб/с. Дельта вполне может быть использована для пополнения нефтяных резервов стран ОЭСР, или избыток вынудит производителей притормозить с добычей.
В текущем 2023 году баланс спроса/предложения, по оценкам, вырастет на 1,4 мб/с и достигнет рекордно высокого среднегодового уровня 101,3 мб/с.
Небольшой профицит или дефицит, как показывает история, принципиально влияет на цену сырья вследствие слабой зависимости спроса от цены. По модели МЭА, например, в диапазоне цен от $60 до $87 за баррель спрос вырастет на примерно 0,6 мб/с или сократится на 0,4 мб/с, меньше процента суммарного рынка.
Поэтому оптимальная стратегия производителей состоит в сокращении добычи и повышении цены до уровня, за которым могут последовать ответные политические или военные действия. Потребители, соответственно, стремятся не допустить роста цен. США, например, уже много лет грозят арабам законом NOPEC, по которому ОПЕК назовут картелем и применят к нему антикартельные меры.
По прогнозу МЭА общий рост добычи будет ежегодно снижаться со средних 1,9 мб/с в 2022-23 гг. до всего 0,30 мб/с к 2028 году. В 2022 и 2023 гг. МЭА рисует дефицит предложения, а с 2024 года его избыток (Иран и Россия остаются под санкциями).
Схема МЭА по добыче и резервам выглядит следующим образом. Саудовская Аравия и ОАЭ возглавляют усилия по наращиванию мощностей ОПЕК+, в то время как африканские и азиатские члены картеля борются с продолжающимся спадом. Общие мощности 23 членов альянса ОПЕК+ увеличиваются на 0,80 мб/с в день, что оставляет резерв свободных мощностей картеля в размере не менее 3,8 мб/с.
По данным МЭА, в 2022 году общий объем добычи нефти блоком, включая конденсаты и ШФЛУ, вырос на 3,1 мб/с до среднего уровня 52,1 мб/с по мере постепенного отказа от рекордных сокращений 2020 года. В этом году добыча может снизиться на 0,47 мб/с, поскольку Россия находится под санкциями, а ближневосточные производители ограниченны дополнительными сокращениями добычи ОПЕК+.
Свой резерв ОПЕК+ не использует, прогнозирует МЭА, и чистый прирост предложения в 5,1 мб/с придется на страны вне ОПЕК+. Но все равно доля Ближнего Востока в мировом производстве нефти будет расти.
На США приходится половина прироста вне ОПЕК+, в то время как Бразилия и Гайана обеспечивают дополнительные 1,9 мб/с. Таким образом, регулярные объявления ОПЕК+ о снижении добычи вполне укладываются в модель МЭА.
Для России прогнозируется снижение добычи примерно на 0,7 мб/с.
Основная надежда на рост добычи вне ОПЕК+ на США, Бразилию и Гайану. МЭА также пишет о большом потенциале сланцевой нефти в Аргентине в Вака-Муэрта. Но в Вака-Муэрто на конец декабря работало 8 бригад ГРП, а в США – почти 280, хотя качество аргентинских месторождений не хуже пермских.
Мировые капитальные затраты на разведку и добычу, пишет МЭА, вырастут до $528 млрд, по сравнению с $401 млрд в 2021 году и $474 млрд в 2022 году. При этом инвестиции в гигантские проекты резко замедлились, а компании нацелены на более мелкие, менее затратные проекты с быстрой отдачей (и, конечно, низкоуглеродные).
Национальные нефтяные компании в 2022 году инвестируют на 14% больше, превысив уровень 2019 года, в основном благодаря усилиям по наращиванию мощностей в Саудовской Аравии и ОАЭ. Saudi Aramco увеличила свои расходы на разведку и добычу примерно на 24% до $29 млрд и планирует дальнейшее увеличение, чтобы довести свои мощности по добыче сырой нефти до 13 мб/с к 2027 году. Adnoc из ОАЭ планирует потратить $150 млрд в течение следующих пяти лет.
Успокаивающие заявления МЭА о росте капиталовложений, добычи и резервах мощности странно диссонируют с информацией агентства о результатах геологоразведки. В 2021 году объем обнаруженной традиционной нефти упал до менее 5 млрд баррелей (при годовой добыче около 35 млрд), в 2022 году объем обнаруженных запасов вырос только до 6 млрд. В течение последнего десятилетия открытия традиционных ресурсов в результате геологоразведки в среднем составляли 7,5 млрд баррелей в год.
Ранее ситуацию спасал рост добычи нетрадиционных видов нефти, но неясно, как долго сланцевые месторождения смогут поддерживать рост, пишет МЭА. Прирост новых запасов в сланцевых месторождениях значительно замедлился, коэффициент замещения запасов снизился с 1580% в 2000-х гг. до 33% в среднем за последние пять лет. МЭА считает, что ситуация не изменится в среднесрочной перспективе, но тем не менее обещает рост добычи в США на 2,6 мб/с до 2028 года. В общем, «все хорошо, прекрасная маркиза».
В рост добычи нефти в США не верит один из крупнейших мировых нефтетрейдеров Trafigura. Компании пророчит «структурный дефицит сырок нефти» в ближайшие годы и рост цен.
Доцент Финансового университета при правительстве РФ, эксперт аналитического центра «ИнфоТЭК» Валерий Андрианов предсказывает рост цен до $90-100 за баррель благодаря маневрам ОПЕК+ с добычей. Арабам нужна нефть свыше $80 для решения бюджетных проблем.
В США аналитики дружно говорят, что «период агрессивной разработки сланцевых месторождений в США закончился». С начала года число работающих буровых сокращается, хотя надо учитывать примерно 30-процентный рост начальной добычи нефти на одну скважину за последние пять лет.
Из 20,3 мб/с добычи нефти в США к 2028 году 6,7 мб/с будет приходиться на ШФЛУ и конденсат. МЭА признает, что добыча природного газа смещается в сторону месторождений с большим содержанием жидких углеводородов, то есть из изначально нефтяных скважин извлекается все меньше жидкости и все больше газа.
Нефтегазовые компании, пишет МЭА, «чувствуют себя ущемленными высокими дневными ставками буровых установок, которые выросли более чем на 50% за последний год, продолжающейся нехватки оборудования для гидроразрыва пласта и постоянными проблемами с рабочей силой, а также снижением суммарного дебита скважин. Более того, инвестиции будут направлены на добычу баррелей с более низкими затратами и более низкими выбросами углекислого газа, поскольку компании фокусируются на снижении углеродоемкости для удовлетворения требований ESG. Для руководителей нефтегазовых компаний вопрос сегодня может заключаться не в изменении климата как таковом, а в поддержании уверенности инвесторов в том, что они смогут адаптировать свои бизнес-модели к надвигающимся изменениям. Ускорение процесса декарбонизации за счет перераспределения капитала, приобретений и стратегических партнерств ожидается в течение прогнозируемого периода». Как такое описание ситуации, когда усилия нефтяников направлены на «процесс декарбонизации», сопрягается с прогнозом увеличения добычи особенно с учетом начавшегося быстрого роста себестоимости на скважине?
Прогнозы по добыче нефти в странах Залива опираются на данные арабов, полностью доверять которым нет ни малейших оснований, что не означает, что данные не могут быть правдой.
Неопределенность будущей добычи в России, третьем мировом производителе нефти, не меньше неопределенности таковой в США. Прежде всего, существует неопределенность в финансовой ситуации в российских нефтегазовых компаниях. По данным Минфина, в январе-мае текущего года средняя цена российской нефти сложилась в размере $51,5, что на 38% ниже, чем в аналогичном периоде прошлого года ($83,48 за баррель). По озвученным оценкам, минимальная цена в порту для сохранения рентабельности в среднем составляет $45 за баррель, а для нормальному функционирования отрасли необходимо $60-70 за баррель.
За пять месяцев 2023 года федеральный бюджет получил от нефтегазовой отрасли 2,854 трлн рублей против 5,658 трлн рублей годом ранее, снижение в два раза. Доходы нефтегазовых компаний могли снизиться в меньшей пропорции, но падение должно быть колоссальным.
Кроме снижения цены следует учесть «индийскую ловушку». По оценкам Bloomberg, ежемесячно в индийских банках «зависает» около миллиарда долларов в неконвертируемой индийской валюте. Вывести эти деньги из-за особенностей индийского финансового регулирования крайне проблематично.
Дополнительно Минфин предложил на три года перенести введение налоговых льгот для выработанных месторождений, перешедших с 2021 года на налог на дополнительный доход (НДД). Такие льготы должны были заработать с 2024 года в виде вычета в 20% от ставки НДПИ для участков с выработанностью запасов более 80%, которые входят в периметр третьей группы НДД. Объем добычи выработанных месторождений составляет около 140 млн тонн в год, и, по оценкам, в результате операционный денежный поток на таких активах снизится на 1,1 тыс. руб. на тонну добытой нефти.
Денег у компаний меньше, а инвестиции надо увеличивать. По оценке Kasatkin Consulting (KC, экс-команда Deloitte в России), компаниям придется нарастить инвестиции до 2030 года на 434 млрд рублей (на 62 млрд ежемесячно) для поддержания текущего уровня добычи. Это немного, в 2022 году, по данным KC, инвестиции в добычу нефти в России выросли до 1,8 трлн рублей (на 17,7%). Но откуда нефтяники возьмут средства не то что на дополнительные инвестиции, а на текущие расходы? В 2023 году уже началось снижение инвестиций, прогноз − падение на 7,6% до 1,68 трлн руб.
Если инвестиции останутся на уровне 2023 года, объем производства нефти снизится на 20,2% и составит в 2030 году 411 млн т. (в 2022 году было 535 млн тонн), прогнозируют в KC.
Еще надо учесть инфляцию и снижение качества запасов. Разведанные ТРИЗ углеводородов в России за последние девять лет выросли на 30%, сообщала в апреле 2023 г. начальник управления нефти, газа, подземных вод и сооружений Роснедр Нина Ерофеева. В 2021 г. их доля в общей добыче нефти составила 31,7%, в 2022 добыча ТРИЗ выросла на 3,8% до 166 млн т. По словам консультанта компании «Выгон консалтинг» Никиты Зотова, сейчас для части труднодоступных запасов, например тюменской свиты в Западной Сибири, действуют понижающие коэффициенты НДПИ. Но частичная отмена льгот на НДПИ привела к тому, что разработка запасов сверхвязкой нефти стала убыточной. С января 2021 г. была отменена льгота по НДПИ при добыче сверхвязкой нефти с вязкостью более 200 мПа с.
Впереди общее снижение рентабельности добычи нефти в РФ. Первый заместитель министра энергетики РФ П. Сорокин в ходе ПМЭФ-2023 сообщил, что ресурсная рента будет уменьшаться. «Если сейчас можно сказать, что рента составляет 70% от цены, то через 10-15 лет рента может составлять 30-35% − гораздо меньше останется на прибыль и налоги», − отметил он.
Пока же морской экспорт нефти из России только растет.
Bloomberg пишет, что Эр-Рияд готов не обращать внимание на отсутствие сокращения нефти в России, хотя настойчиво требует прозрачности. По оценке агентства, если цены останутся в диапазоне от 70 до 80 долларов за баррель и не будет независимых доказательств обещанного Россией сокращения, терпимость Саудовской Аравии может начать ослабевать.
Одно из возможных объяснений отсутствия падения нефти звучит так: менеджмент может объяснить стейкхолдерам падение доходов, но не сокращение добычи. Все понимают, что потом, когда цены вырастут, поднять ее будет весьма проблематично. Это же понимают и власти, которые могут поддержать нефтяников разными способами, например, снизить рублевые издержки за счет инфляции. Так что топы будут держать уровень добычи до конца. И если цены вырастут в приемлемые сроки, обвала добычи не будет, а если не вырастут, обвал будет стремительным.
Материал подготовлен Институтом развития ТЭК.
Все материалы рубрики «Нефть и Газ»
02.07.2023
