Исполняется год крупнейшему в мировой истории соглашению о сокращении добычи нефти. Российскому бюджету оно принесло триллионы рублей дополнительных доходов за счет роста цены на нефть, а российским нефтекомпаниям позволило остаться прибыльными даже в условиях пандемии.
“Ъ” оценил, как сделка ОПЕК+ повлияла на российскую нефтяную отрасль, а также перспективы того, будет ли соглашение завершено в обозримом будущем.
Ровно год назад страны ОПЕК во главе с Саудовской Аравией и десять стран, не входящих в картель, во главе с Россией приступили к самому крупному в мировой истории согласованному сокращению добычи нефти. С начала мая 2020 года с рынка ушли 9,7 млн. баррелей в сутки добычи, что эквивалентно 10% мирового спроса на нефть в период до начала пандемии. В итоге именно действия ОПЕК+ были, бесспорно, решающим фактором на рынке нефти в последний год. Благодаря сокращению добычи цены на сырье спустя год достигли доковидного уровня более чем в $60 за баррель, и теперь участники ОПЕК+ решают, как быстро им следует наращивать производство.
С другой стороны, в результате соглашения российская нефтяная отрасль завершила 2020 год с минимальным результатом за последнее десятилетие, добыв 512,7 млн. тонн нефти – это почти на 50 млн. тонн меньше, чем в 2019 году, когда был достигнут исторический пик производства.
Не задушишь, не убьешь
Хотя объем сокращения распределялся между крупнейшими российскими нефтекомпаниями примерно пропорционально, сильнее всего сделка ударила по владельцам истощенных месторождений. Также в большей степени были задеты игроки, добывающие мало газового конденсата – это жидкое углеводородное сырье традиционно учитывается в российской статистике добычи нефти, однако на него не распространяются ограничения добычи в рамках сделки ОПЕК+. В итоге сильнее всего в процентном выражении добыча упала у “Татнефти” – почти на 13%, до 26,1 млн. тонн. В абсолютном выражении ожидаемо больше всего пострадала “Роснефть”, сократившая добычу на 12%, до 204,5 млн. тонн. ЛУКОЙЛ, “Сургутнефтегаз” и “Русснефть” уменьшили производство по итогам года примерно на 10%, до 77,2 млн. тонн, 54,8 млн. тонн и 6,4 млн. тонн соответственно. В более выгодном положении оказались компании, у которых большую долю в добыче занимает газовый конденсат. Так, добыча Иркутской нефтяной компании снизилась в 2020 году на 5,4% до 8,6 млн. тонн, а “Газпром нефти” – лишь на 4%, до 60,5 тонн.
Несмотря на сокращение добычи и резкое снижение цен в первом квартале 2020 г., все крупнейшие российские нефтекомпании закончили год с прибылью в отличие от мировых мейджоров, которые получили серьезные убытки. Помимо эффекта сделки ОПЕК+, которая способствовала восстановлению цен во второй половине 2020 года, компаниям также помогло существенное ослабление рубля. Так, чистая прибыль “Роснефти” по МСФО упала за год почти в пять раз, до 147 млрд. руб., ЛУКОЙЛа – в 42 раза, до 15 млрд. руб., “Газпром нефти” – более чем втрое, до 118 млрд. руб., “Татнефти” – на 46%, до 103,5 млрд. руб., а у “Сургутнефтегаза” (данные РСБУ) выросла почти в 8 раз, до 904 млрд. руб. “Русснефть” получила убыток в 21 млрд. руб.
Для сравнения: BP получила по итогам 2020 г. $5,7 млрд. убытка, Shell – $21,7 млрд., Exxon – $22,4 млрд., Chevron – $5,5 млрд., Total – $7,2 млрд.
Ослабевший рубль и объективно более низкая себестоимость добычи, чем у подавляющего большинства западных конкурентов, позволили российским нефтекомпаниям не слишком сильно урезать инвестиционные программы. Капзатраты у “Роснефти” уменьшились на 8%, у “Газпром нефти” – на 5%, ЛУКОЙЛ же увеличил инвестиции на 10% (в связи продолжением обустройства каспийских месторождений и модернизации Нижегородского НПЗ). Из-за пандемии не был по-настоящему свернут ни один крупный будущий нефтегазовый проект в РФ. Более того, хотя из-за низких цен на нефть, санкционной риторики и все более актуальной зеленой повестки российским нефтекомпаниям стало сложнее привлекать западных партнеров, они стараются развивать проекты в одиночку. Например, в этом году “Газпром нефть” должна запустить крупное Тазовское месторождение на Ямале, куда намерена была войти Shell, но в 2020 г. отказалась от этой сделки. “Роснефть” продолжила активную подготовку в реализации таймырского мегапроекта “Восток Ойл”, к 2024 г. нефтекомпания хочет добывать на нем 30 млн. т в год.
Остальным не до жиру
Если крупные нефтяные компании в целом без особых проблем пережили пандемический кризис и сделку ОПЕК+, а теперь ожидают резкого роста прибылей из-за увеличения цен на нефть, то смежные отрасли оказались в худшем положении. Из крупных компаний однозначно проиграла от сделки “Транснефть” – из-за падения добычи прокачка по системе сократилась более чем на 40 млн. тонн, 60% из которых снижение экспорта в дальнее зарубежье. В результате выручка компании снизилась на 9%, до 962 млрд. руб., чистая прибыль – на 33%, до 132,7 млрд. руб., это самый низкий показатель с 2014 года. При этом в отличие от нефтяников “Транснефть” не получит выгоды от роста нефтяных цен и может лишь надеяться на постепенный рост добычи по мере выхода РФ из сделки ОПЕК+.
В гораздо более тяжелом положении оказались сервисные и буровые компании. В первом квартале 2020 года все крупнейшие нефтекомпании сократили расходы на новое бурение и требовали от своих подрядчиков отсрочки платежа. По словам одного из собеседников “Ъ”, наиболее жестких условий добивались “Газпром нефть”, настаивавшая на увеличении периода оплаты с 45 до 180 дней, и “Русснефть” – до 120 дней. “Роснефть”, в свою очередь, была сосредоточена на загрузке заказами в первую очередь собственного нефтесервисного подразделения “РН-Бурение”, что привело к снижению спроса на услуги сторонних подрядчиков.
Власти собирались создать специальные меры поддержки для бурового сервиса – так называемый фонд незаконченных скважин. Однако согласование работы этого механизма заняло время, а идея выделения на него прямых бюджетных субсидий встретила противодействие Минфина. В итоге концепция потеряла актуальность в связи с ростом нефтяных котировок. Некоторые буровые подрядчики пытались переориентировать мощности на газовые месторождения. “Нам удалось частично компенсировать объемы в третьем и четвертом кварталах 2020 г., но на это потребовалось около полугода, – говорит первый зампред правления Eriell Виталий Докунихин.- Сейчас более 60% портфеля в России составляет эксплуатационное бурение на сложных газовых проектах”.
По словам главы сейсморазведочной компании “Геотек” (принадлежит “Трасту”) Владимира Толкачева, в результате падения цен на нефть около 20% тендеров было сдвинуто или отменено. В то же время он отметил положительную роль сделки ОПЕК+, поскольку она привела к восстановлению цен, что “простимулировало компании в части инвестпланов”.
Нефтесервисные компании, особенно небольшие, оказались в сложной ситуации из-за уменьшения объемов бурения, говорит Дмитрий Маринченко из Fitch. С другой стороны, считает он, ставки на рынке бурения не просели благодаря хорошему финансовому положению их заказчиков, а объемы в итоге будут компенсированы ростом спроса на бурение в 2021-2022 годах по мере выхода России и других стран ОПЕК+ из сделки.
Есть у соглашения начало
Главный вопрос для российской нефтяной отрасли – когда сделка ОПЕК+ завершится. Согласно текущим договоренностям, страны альянса должны выйти на прежний уровень добычи к апрелю 2022 года. Пока, однако, график не выдерживается. Так, общая квота сокращения ОПЕК+ должна была в январе 2021 года снизиться до 5,7 млн. баррелей в сутки, но на деле на этот уровень участники сделки, возможно, выйдут только к июлю. При этом, отмечает Дмитрий Маринченко, с середины 2020 года на рынке благодаря действиям ОПЕК+ наблюдается дефицит, это помогло практически полностью “переварить” излишки товарных запасов нефти, которые скопились за второй квартал прошлого года. Во втором полугодии этого года спрос, скорее всего, продолжит восстанавливаться, считает аналитик, и страны ОПЕК+ продолжат наращивать добычу, чтобы избежать перегрева рынка,- скорее всего, квоты будут плавно увеличиваться в течение всего второго полугодия.
С другой стороны, текущие цены на нефть, хотя и довольно высокие по сравнению с уровнем 2020 года, не позволяют большинству стран ОПЕК+, в том числе Саудовской Аравии, сбалансировать свои бюджеты. Этот фактор будет сдерживать желание стран альянса увеличивать квоты, если это приведет к снижению нефтяных котировок.
Наконец, остается важнейший вопрос о том, каким будет постковидный спрос на нефть. Большинство западных нефтяных компаний ожидают, что в среднесрочной перспективе спрос будет стагнировать или даже сокращаться. В этих условиях профицит мощностей по добыче нефти может стать постоянным фактором рынка, а значит, ОПЕК+ придется на долгосрочной основе регулировать производство сырья. В апреле совладелец и вице-президент ЛУКОЙЛа Леонид Федун не исключил, что сделка ОПЕК+ может носить и бессрочный характер. “Мы должны признать, что сделка ОПЕК+ – на длительную историческую перспективу. В условиях новых климатических реалий, может быть, она даже навсегда”,- заявил он в интервью РБК. То, что перспективы энергоперехода требуют переосмысления целей сделки ОПЕК+, отмечают и эксперты.
Хотя завершение или, наоборот, продление сделки ОПЕК+ является важнейшим фактором для российских нефтяных компаний, в индустрии пока нет единого подхода к этому вопросу, а отношение к сделке даже тех компаний, которых она сильнее всего ограничивает, становится все более амбивалентным. Так, “Роснефть”, с одной стороны, заинтересована в увеличении своей добычи и имеет наиболее амбициозные в отрасли планы по ее наращиванию за счет проекта “Восток Ойл”. С другой стороны, налоговые льготы для “Восток Ойла”, согласно принятым поправкам к Налоговому кодексу, будут действовать только в том случае, если средняя цена нефти Urals будет выше базовой, заложенной в бюджете ($43,3 за баррель в 2021 году). Иными словами, “Роснефть” сможет добывать больше только в случае сохранения высоких цен на нефть, и неясно, возможен ли такой сценарий в случае отказа от координации добычи с ОПЕК.
Что касается российского правительства, то его сделка, даже если она будет продлена, явно устраивает. В этом году дополнительные (сверх заложенных в бюджете) доходы от роста цены на нефть могут превысить 2 трлн. руб. Что касается существенного роста добычи нефти, то власти РФ его не ждут в любом случае. Так, согласно базовому варианту развития нефтяной отрасли, заложенному в разработанный Минэнерго проект генсхемы, добыча нефти в России уже никогда не достигнет максимального уровня 2019 г. (Коммерсант/Энергетика Украины и мира)
