Россия идет на крупнейшее в истории сокращение добычи нефти

Спустя две недели после завершения соглашения с Саудовской Аравией о сокращении добычи Россия возвращается в сделку, готовясь урезать производство нефти темпами, невиданными с начала 1990-х годов. В этом году добыча может упасть более чем на 46 млн тонн. “Ъ” разбирался в причинах, побудивших власти радикально пересмотреть свое отношение к сокращению добычи, а также в последствиях этого решения для отрасли.

В результате новой сделки по сокращению добычи стран ОПЕК+, объявленной 10 апреля, российская нефтяная отрасль вынуждена будет урезать производство жидких углеводородов в 2020 году на 8,4%. Это самый низкий уровень с 1994 года, когда добыча в России после развала СССР падала примерно на 10% в течение трех лет. В абсолютном выражении сокращение добычи нефти составит около 46,6 млн тонн — большее падение наблюдалось в истории современной России только по итогам 1992 года (63 млн тонн).

При этом сокращение добычи, по крайней мере, в прогнозируемом будущем, не приведет к росту нефтяных котировок. Цены на нефть, согласно большинству прогнозов, в среднем до конца года едва ли существенно превысят $30 за баррель. Последний раз настолько низкие цены наблюдались в 2003–2004 годах ($29–38 за баррель марки Brent соответственно).

Такая убийственная комбинация объясняется сочетанием двух основных факторов.

Во-первых, последние пять лет рынок находится под давлением избыточного предложения нефти со стороны прежде всего сланцевых производителей в США. Сделка стран ОПЕК и России по сокращению добычи, заключенная в 2016 году, как показало время, только замаскировала эту проблему, но не решила ее. Вторым фактором стало влияние пандемии коронавируса: принятые в большинстве стран карантинные меры, масштаб которых еще два месяца назад было невозможно представить, привели к невиданному в истории падению спроса на нефть — на 15–30%, по различным оценкам.

Невостребованная нефть в феврале и марте ушла в хранилища, и к началу апреля стало понятно, что вскоре они переполнятся во всем мире. При таком развитии событий цены на нефть рухнули бы до уровня операционных затрат самых эффективных производителей, а остальным пришлось бы остановить добычу. Глава Российского фонда прямых инвестиций Кирилл Дмитриев говорил о вероятности падения цен до $10 за баррель и даже ниже. По данным “Ъ”, сходные оценки были и у Минэнерго.

Обоюдоострая сделка

Учитывая обстоятельства, рынок ожидал скоординированных действий от крупнейших мировых производителей — США, Саудовской Аравии и России. Проблема заключалась в том, что действия этих стран на нефтяном рынке в последние пять лет были разнонаправленными. США наращивали добычу, тогда как Саудовская Аравия и Россия вместе с союзниками в 2016 году образовали альянс ОПЕК+, договорившись сокращать добычу.

Поначалу задачей ОПЕК+ была стабилизация нефтяных цен, упавших из-за натиска сланцевой нефти, однако даже после того, как в 2017 году цены поднялись выше $60 за баррель, соглашение продолжало действовать. В результате, пока ОПЕК+ сокращали добычу, США увеличили ее на 3 млн баррелей в сутки (б/с; см. график). Однако на фоне роста цен Саудовскую Аравию это не беспокоило: страна была заинтересована в первую очередь в успехе IPO своей ключевой госкомпании Saudi Aramco, состоявшемся в конце 2019 года. Однако в России споры о целесообразности сделки становились все более ожесточенными.

В результате, когда в конце февраля спрос на нефть начал ослабевать из-за коронавируса, Россия отказалась поддержать идею Саудовской Аравии о дополнительном сокращении добычи. Логика российской стороны состояла в том, что бессмысленно поддерживать цену, в то время как страны, не входящие в ОПЕК+, не собираются сокращать ее, и пусть лучше рыночные силы приведут в равновесие спрос и предложение.

Для Саудовской Аравии это означало длительный период низких цен на нефть, притом что ее бюджет балансируется при цене около $80 за баррель. Эр-Рияд решил начать ценовую войну — резко увеличить добычу, чтобы одновременно снизить производство сланцевой нефти в США и заставить Россию вернуться обратно в сделку. Но на тот момент российские власти делать это явно не собирались — глава Минфина Антон Силуанов публично подчеркивал, что у страны есть резервы, достаточные, чтобы пережить четыре года низких цен на нефть.

Непредвиденный фактор

Снижение спроса из-за коронавируса сделало продолжение ценовой войны бессмысленным — цены уже упали гораздо сильнее, чем кто-либо мог предположить (см. график). Так, 1 апреля, когда истек срок сделки ОПЕК+ и Саудовская Аравия могла начать наращивание добычи, цена физической поставки североморской нефти North Sea Dated снизилась до $15,3, причем дисконт к июньскому фьючерсу на ICE составил огромные $9,45. Стоимость экспортных партий Urals в порту Усть-Луга, по оценке Argus, в этот день составляла $8,95 за баррель, минимум с марта 1999 года. При такой цене экспорт становится невыгодным, так как не покрываются даже операционные затраты.

После этого события развивались стремительно: 3 апреля президент США Дональд Трамп заявил, что страны ОПЕК+ сократят добычу на 10 млн б/с. На следующий день такой план подтвердил Владимир Путин, оговорившись, что сокращения возможны только при участии США. Однако 9 апреля только 22 страны, входящие в ОПЕК+, в целом согласовали сокращение совокупно на 10 млн б/с на май—июнь, затем на 8 млн б/с до конца года и на 6 млн б/с до мая 2022 года, хотя со своей квотой до сих пор не согласилась Мексика. Страны за пределами ОПЕК+ — США, Канада, Бразилия, Норвегия — никаких обязательств на себя не взяли.

Самые большие доли сокращения пришлись на Россию и Саудовскую Аравию, которые снизят добычу до 8,5 млн б/с каждая. Отсчет сокращения будет вестись от цифры 11 млн б/с, которая, по словам источников “Ъ”, не отражает какой-либо реальный уровень добычи сейчас или в прошлом, а была подобрана специально как некая условная точка отсчета.

В результате формально уровень квоты для России и Саудовской Аравии одинаковый — по 2,5 млн б/с. Однако реальное сокращение для России составит 1,8 млн б/с, поскольку добыча нефти в стране (без конденсата, который не учитывается в сделке) составляет 10,3 млн б/с (а не 11 млн б/с). Что касается Саудовской Аравии, то, если исходить из заявляемого ею текущего уровня добычи в 12,3 млн б/с, ее квота составит 3,8 млн б/с. Однако Эр-Рияд целенаправленно и активно повышал добычу в последние несколько недель. Если же отсчет вести от среднего уровня добычи Саудовской Аравии в первом квартале (9,8 млн б/с), то ее квота — всего 1,3 млн б/с. В любом случае доля России в этом сокращении добычи в рамках ОПЕК+ больше, чем когда-либо.

Другой ключевой фактор — срок соглашения, который будет гораздо более длительным, чем требуется для компенсации падения спроса из-за коронавируса.

Таким образом, Россия надолго оказывается связанной условиями сделки с Саудовской Аравией, в то время как те же США вновь получают свободу действий, если цены на нефть вырастут. Именно этого Россия стремилась избежать, не согласившись с условиями Эр-Рияда в начале марта. Таким образом, логика решений российского руководства за месяц, прошедший с распада сделки ОПЕК+ в начале марта, стала диаметрально противоположной.

Очевидного объяснения этому пока нет. Некоторые источники “Ъ” в правительстве говорят, что «необходимо было любой ценой остановить падение цен». Для этого требовалась договоренность с Эр-Риядом, в ходе которой пришлось пойти на ряд уступок. Другие собеседники “Ъ” считают, что в сделке с участием США и Саудовской Аравии были учтены помимо нефти и другие геополитические вопросы, что «подразумевает размены». Наконец, ряд источников призывают не воспринимать договоренности о размерах квот на 2021 и 2022 годы как догму. «Задача была договориться сейчас — если потом ситуация изменится и цены вырастут, квоты можно поменять»,— говорят они.

Похабный нефтяной мир

Лучшей иллюстрацией крайне противоречивого отношения российских нефтяников к новой сделке стали высказывания главного публичного лоббиста примирения с Саудовской Аравией, совладельца ЛУКОЙЛа Леонида Федуна. В интервью РБК 11 апреля он сравнил договоренность с Брестским миром, «кода большевики в 1918 году были вынуждены по различным причинам пойти на сделку с Германией, которая была унизительной и тяжелой». По условиям Брестского мира, за которым закрепился эпитет «похабный», Россия в том числе отказывалась от Прибалтики, Украины, частично Белоруссии, в которых до войны проживала треть населения европейской части империи.

Подавляющее большинство собеседников “Ъ” в отрасли не отрицают необходимость сокращения добычи в нынешней экстраординарной ситуации. Они также согласны, что контролируемое снижение предпочтительнее, чем хаотичное закрытие скважин, в случае если бы цены на нефть упали достаточно сильно. По оценке консультанта Vygon Consulting Марины Мосоян, при падении цен на Urals до $10 за баррель снижение добычи действующего фонда скважин могло бы достигнуть 20% (около 85 млн тонн в год). При цене Urals $20 за баррель добыча может снизиться на 5%, в основном за счет трудноизвлекаемой нефти.

В ключевых нефтекомпаниях РФ официально пока не комментируют сделку. Однако у источников “Ъ” вызывают вопросы как минимум ее сроки. Двухлетнее соглашение означает значительный (до 30%) пересмотр инвестпрограмм и сдвиг новых проектов. В частности, под вопросом реализация таймырского мегапроекта «Роснефти», для которого компания с таким трудом получила налоговые льготы в 2019 году.

Что касается квот по сокращению, то, даже если с натяжкой признать вклад Саудовской Аравии и России в соглашение равным, про США такого нельзя сказать. По словам главы Минэнерго США Дэна Бруйетта, сокращение добычи в США до конца года может составить 2 млн б/с. Однако в апрельском прогнозе управления информации Минэнерго США закладывалось сокращение только на 1,2 млн б/с в 2020 году даже при средней цене Brent $33 за баррель. Отчасти объяснение в том, что многие сланцевые производители захеджированы от снижения цены.

Отдельное беспокойство связано с тем, что неясно, как выйти из нового соглашения. «Когда мы попытались ослабить прошлую сделку ОПЕК+, дело кончилось ценовой войной. В итоге саудиты добились, чего хотели, и вернули нас обратно, да еще и наказали высокими квотами. Едва цены поднимутся, как США начнут опять наращивать добычу. Если мы попытаемся выйти, снова будет война»,— описывает свои сомнения один из источников “Ъ”.

Осторожно, скважины закрываются

По данным “Ъ”, квоты в рамках нового сокращения добычи будут распределены по тому же принципу, что и раньше: нагрузка ляжет на семь крупнейших компаний (см. график). Им придется сократить 1,8 млн б/с в мае—июне и 1,3 млн б/с во втором полугодии.

Поскольку газовый конденсат не включен в сделку, процесс не затронет «Газпром», а влияние на НОВАТЭК будет незначительным. Также добычу не должны будут сокращать проекты по соглашениям о разделе продукции и малые компании.

В конечном итоге почти половину сокращения возьмет на себя «Роснефть». При этом собеседники “Ъ” не уверены, что компании успеют так сильно сократить добычу за оставшиеся до мая три недели. В результате реальный объем сокращения может оказаться меньше заявленного.

По мнению собеседников “Ъ”, сначала компании будут сокращать добычу на высокодебитных скважинах, так как это быстрее и технически проще, а затем закрывать высокообводненные и наименее рентабельные скважины.

Марина Мосоян отмечает, что закрытие скважин — это большой технологический риск, в первую очередь связанный с неопределенностью физики и геологии месторождений. «Возобновление добычи на прежнем уровне возможно далеко не всегда. Однако при цене Urals ниже $20 за баррель в долгосрочном периоде такой метод сокращения издержек может стать популярным на двух третях действующих месторождений. В первую очередь недропользователи будут исключать высокообводненный фонд, который даже при недавних ценах ($60 за баррель) был на грани рентабельности»,— поясняет эксперт.

Между тем экспорт российской нефти может не снизиться вовсе, так как компании будут серьезно уменьшать загрузку НПЗ из-за слабого спроса внутри страны и сильного ухудшения привлекательности поставок за рубеж нефтепродуктов. Уже за первую неделю апреля, по данным Росстата, производство нефтепродуктов упало на 9%. В мае рентабельность переработки упадет еще сильнее из-за пятикратного снижения экспортной пошлины на нефть, что снизит таможенную субсидию для НПЗ.

Что касается внутреннего рынка, то, по оценке «Петромаркета», в начале апреля он перестал быть премиальным относительно экспорта из-за роста демпфирующего акциза, который НПЗ уплачивают в бюджет: он составляет уже почти 18 тыс. руб. по бензину, или половину оптовой цены.

Как жить на $25

В конечном итоге самой яркой особенностью новой сделки по сокращению добычи странами ОПЕК+ оказывается то, что цена нефти в результате не вырастет в ближайшие месяцы (пока не начнут сворачиваться карантинные меры), а в лучшем случае стабилизируется. При этом уже сейчас физическая нефть торгуется с огромным дисконтом к цене фьючерсов — для Brent дисконт в последнюю неделю доходил до $10 за баррель. Urals торгуется с дисконтом к физическим партиям Brent, который в марте вырос с $2 до $4–6 за баррель. В итоге, если июньский фьючерс на Brent в четверг колебался в диапазоне $32–33 за баррель, стоимость Urals едва превысила $20.

Для бюджета это означает падение доходов от нефтяной отрасли в несколько раз. По оценке Дарьи Козловой из Vygon Consulting, в случае падения цен на Urals до $15 экспортная пошлина обнулится, а от НДПИ останется только несгораемый коэффициент — 428 руб. на тонну. В среднем за год объем бюджетных поступлений по НДПИ и пошлине составит около 200 млрд руб. Нефтепереработка при низких ценах также платит по демпферу — примерно 800 млрд руб.

Объем бюджетных поступлений от всей нефтяной отрасли в этом худшем сценарии составит около 1 трлн руб. Для сравнения: в 2019 году бюджет получил от отрасли (за вычетом расходов на обратный акциз для НПЗ и демпфер) почти 6 трлн руб. Дарья Козлова добавляет, что при цене Urals $30 за баррель и курсе 77 руб./$ «картина менее трагична»: общий объем платежей в бюджет, включая демпфер, может составить 3,5–3,7 трлн руб. в случае сохранения объемов добычи и переработки на уровне 2019 года.

Компании же при таких ценах перейдут на «план Б», который существует в их арсенале с кризиса 2008 года, полагает Карен Дашьян из Advance Capital. «В первую очередь будут заморожены все крупные инвестиции в геологоразведку. Будут, скорее всего, пересмотрены крупные инфраструктурные проекты, предусматривающие строительство трубопроводов и инфраструктуры для новых месторождений. Модернизация НПЗ и крупные проекты в области логистики нефтепродуктов также с высокой вероятностью будут заморожены»,— говорит он.

Сделка с ОПЕК+ означает повсеместную остановку нового бурения, что крайне негативно скажется на финансовом положении нефтесервиса и подрядчиков (см. интервью). «В 2008 году нефтекомпании стали разрывать действующие контракты с нефтесервисниками, не исключено, что ситуация повторится вновь»,— считает собеседник “Ъ” в нефтесервисной компании, добавляя, что тогда многие игроки ушли с рынка. Так, в Иркутской нефтяной компании “Ъ” заявили, что выступают за «партнерский подход и поиск компромиссного решения, в частности, на условиях приемлемой для новых реалий стоимости нефтесервисных услуг». Другие нефтяники обсуждать контуры и принципы работы в новой реальности пока оказались не готовы.

Юрий Барсуков, Дмитрий Козлов, Татьяна Дятел