17.12.2024 - Экономика морского дна: почему рост глубоководной добычи нефти угрожает планам ОПЕК+

Страны ОПЕК+ регулярно продлевают режим сокращения добычи, полагая, что нефти на рынке в целом достаточно. Действительно, сланцевая добыча в США остается на высоком уровне, а спрос в Китае, наоборот, замедляется. Аналитик Rystad Energy Виктор Курилов обращает внимание на еще один важный фактор — уже в 2025 году значительный прирост поставок на рынок обеспечат новые глубоководные проекты. Не исключено, что альянсу экспортеров скоро придется принимать новые решения о сокращении квот

На встрече 5 декабря альянс ОПЕК+ в целом продлил добровольные сокращения добычи нефти в размере 2,2 млн баррелей в сутки (б/с) еще на три месяца — до конца марта 2025 года и утвердил более медленный график восстановления добычи, которая теперь растянется на 18 месяцев, с апреля 2025-го по сентябрь 2026 года.

Это было ожидаемым решением, главной причиной которого стал приход к власти в США новой администрации президента Дональда Трампа. При этом пока возможности стимулирования добычи в США за счет ослабления регуляторных ограничений выглядят весьма ограниченными. Это хорошо иллюстрирует недавнее решение компании Chevron сократить в следующем году капитальные вложения в крупном бассейне Пермиан на 10%. Однако новые санкции против Ирана и Венесуэлы потенциально могут изменить ситуацию на рынке, а усиление поддержки Израиля со стороны новой администрации — увеличить геополитическую премию в ценах на нефть. В итоге ОПЕК+, возможно, придется даже ускорить возвращение добычи на прежний уровень.

По оценкам Rystad Energy, последнее решение ОПЕК+ уберет с рынка около 1 млн б/с. При соблюдении установленных в рамках сделки квот в 2025 году рынок нефти будет в целом сбалансирован.

Однако проблемы ОПЕК+ на этом вряд ли закончатся. К IV кварталу 2025 года альянс может снова оказаться перед необходимостью новых сокращений добычи, что продиктовано замедлением роста спроса в Китае и увеличением добычи за пределами ОПЕК+. Набирает силу и новый тренд — увеличение глубоководной добычи, под знаком которого, как ожидается, пройдет вторая половина 2020-х на нефтяном рынке.

Лишняя нефть

Еще перед декабрьской встречей ОПЕК+ на рынке нефти установились медвежьи настроения. С середины октября, впервые с сентября 2021 года, цена Brent стабильно находится в диапазоне $70–75 за баррель. И это при том, что, по оценкам Rystad, во второй половине года на рынке наблюдался существенный дефицит — примерно 2 млн б/с.

Однако ожидания снижения цен подпитывались несколькими важными факторами:

прогнозами значительного роста добычи за пределами ОПЕК+, в первую очередь в США, Канаде и Бразилии;

замедлением прироста спроса в Китае: если в начале года прогнозировалось, что спрос на китайском рынке увеличится на 600 000 б/с, то к концу года эта оценка снизилась до 150 000 б/с;

предположением, что страны ОПЕК+, как и планировалось, увеличат к концу 2025 года свою добычу примерно на 2 млн б/с, в то время как расчеты независимых агентств показывали, что для балансирования рынка ОПЕК+ нужно сохранять текущий уровень добычи в течение всего следующего года.

Непосредственно перед встречей ОПЕК+ колумнист Bloomberg Хавьер Блас указал еще на один фактор — потенциальные проблемы с соблюдением квот в альянсе. Он назвал Казахстан «внутренним врагом» ОПЕК+, отметив, что эта страна добывала больше целевого уровня в 2024 году и может увеличить перепроизводство в 2025-м, учитывая, что на II квартал запланирован запуск расширения месторождения Тенгиз. Впрочем, Астана, как и ОПЕК+ в целом, подчеркивает свою приверженность договоренностям.

Перед встречей ОПЕК+ профицит на рынке нефти и нефтепродуктов в среднем на 2025 год оценивался в размере около 1,2 млн б/с с увеличением в IV квартале до 2–2,5 млн б/с. При этом для балансирования рынка ОПЕК+ должен был держать добычу неизменной в течение двух лет — с IV квартала 2024 года до конца 2026-го.

Договорившись о более плавном увеличении добычи, страны ОПЕК+ частично решили проблему профицита. Теперь ожидается, что в целом за 2025 год он не превысит 0,2 млн б/с. Рынок будет почти сбалансирован, однако из-за роста добычи за пределами ОПЕК+ в IV квартале профицит может вырасти почти до 1 млн б/с, что потребует нового продления сокращений.

В эти прогнозы заложен прирост спроса на уровне 1 млн б/с в 2025–2026 годах (при низких темпах роста в Китае на уровне 150 000 баррелей год к году) и умеренный рост предложения в США (плюс 400 000 баррелей год к году в 2025-м и еще 300 000 баррелей в 2026-м). Важным дополнительным фактором в этих выкладках является растущий вклад проектов глубоководной добычи.

Бум глубоководной добычи

Дискуссии относительно возможной стратегии ОПЕК+ обычно сводятся к конкуренции участников сделки со сланцевыми производителями США. Это соперничество удобно анализировать, ведь данные по США хорошо доступны — можно следить за количеством буровых установок по итогам недели, запасами пробуренных, но не законченных скважин (так называемых DUC-скважин) и опросами компаний по уровню цен, необходимому для расширения бурения.

Рост глубоководной добычи сложнее отслеживать, но невозможно игнорировать. По данным Rystad Energy, общий объем одобренных инвестиций в глубоководные проекты в 2023 году достиг почти $60 млрд, что на 25% больше, чем в 2022-м. В этом году инвестиционная активность остается на столь же высоком уровне. Странами-лидерами по количеству утвержденных проектов стали Гайана, Бразилия и Норвегия. В долларовом выражении объем одобренных инвестиций в 2023 году стал максимальным с 2013 года. И это еще более впечатляет, если учесть, что, по оценкам Rystad Energy, благодаря снижению затрат и улучшению техники бурения стоимость разработки глубоководных месторождений снизилась за последние 10 лет в среднем примерно с $14 за баррель нефтяного эквивалента до $8.

Снижение затрат и повышение эффективности ускорило принятие решений о запуске новых глубоководных проектов. Цены безубыточности по ним оцениваются в среднем на уровне $43 за баррель — без учета издержек по закрытию месторождений.

Ежегодный прирост добычи на глубоководных проектах составит в 2025–2026 годах примерно 700 000 б/с. А в 2025–2030 годах этот сегмент нефтяного рынка увеличит добычу в сумме на 3,3 млн б/с, или около 560 000 б/с в среднем за год. При этом в ближайшие два года будут приняты финальные инвестиционные решения для новых проектов с суммарными инвестициями в размере $160 млрд, что позволит увеличить добычу к 2030 году примерно на 2 млн б/с.

Конечно, прирост глубоководной добычи не будет таким большим, как во времена сланцевой революции, когда за один год сланцевая отрасль США увеличивала производство на 2 млн б/с. Однако нужно принимать во внимание, что новые глубоководные проекты выйдут на рынок в условиях сохраняющегося позитивного тренда в сфере сланцевой и трудноизвлекаемой добычи в странах вне ОПЕК+. И все это — на фоне замедления спроса, прежде всего из-за Китая

. Что делать ОПЕК+

По оценкам Rystad Energy, при экстраполяции текущих ценовых условий на период 2025–2030 годы ОПЕК+ в базовом сценарии придется для балансирования рынка сохранять текущие уровни добычи как минимум до 2030 года. Еще в конце 2016 года, когда создавался ОПЕК+, ожидалось, что сокращения потребуются максимум до 2020-го, а затем начнется стагнация сланцевой добычи в США. Однако высокие цены позволяли производителям за пределами ОПЕК+ год за годом наращивать предложение.

Дополнительная проблема для альянса экспортеров состоит в том, что глубоководная добыча — достаточно негибкий источник предложения. Из-за высокой стоимости закрытия проектов и ограничения бюджетов на эти работы операторы этих проектов обычно следуют стратегии не останавливать добычу даже при ее текущей убыточности, рассчитывая на восстановление цен в среднесрочной перспективе.

Потенциально ОПЕК+ может протестировать сценарий со снижением цен в 2025–2026 годах, чтобы показать инвесторам в глубоководные проекты, что дорогая нефть не гарантирована. Однако такую политику вряд ли поддержит Россия, которой нужны высокие цены — по крайней мере до окончания «спецоперации»* на Украине, а возможно, и еще несколько лет после.

При этом Саудовская Аравия показывает готовность к сотрудничеству с Россией, и пока трудно прогнозировать, в какой момент саудиты будут готовы изменить свой курс по сдерживанию добычи, обладая при этом большими свободными мощностями — около 3 млн б/с в самом королевстве, около 5 млн б/с — если считать вместе с ОАЭ и Кувейтом. Вероятно, Эр-Рияд ожидает, что во второй половине 2020-х начнется сокращение добычи в ряде крупных нефтяных стран, включая Россию, поэтому пока спешить к возвращению рынка в режим «в свободном полете» также не собираются.

Похоже, стратегические решения лидеров ОПЕК+ будут отложены на несколько лет. Однако в таком случае принимать их придется, скорее всего, уже в более трудных рыночных условиях.

Постоянный адрес материала - Экономика морского дна: почему рост глубоководной добычи нефти угрожает планам ОПЕК+