Перспектива второй волны коронавируса и связанный с этим спад спроса оказывает существенное давление на нефтяные цены в Европе. Разница в ценах сокращается, поскольку большинство нефтеперерабатывающих заводов снизили производство на 15-20% и могут снизить его ещё больше, если какие-то из них решат перевести свои мощности в незапланированный спящий режим на зимнее время. Тем не менее, есть одна крупная тенденция, которая идёт наперекор слабому покупательскому рынку в 2020 году – это подорожание Urals, небывалое в 21-м веке. Российские нефтяные компании, побуждаемые действовать в соответствии с условиями соглашения ОПЕК+ и одновременно убеждаемые министерством финансов удерживать цену на Urals на уровне, достаточно приемлемом для государственного бюджета (безубыточность при цене 42.4 долл./баррель), пошли по единственному возможному пути – они сокращают как добычу, так и экспорт.
Возможно, вас это удивит, но одним из следствий сокращения Россией добычи, будь то первая фаза сокращений ОПЕК +, согласованная в Вене в конце 2017 года, или резкое сокращение с апреля 2020 года, стало сужение спредов на нефть, доставляемую через Балтийское и Средиземное моря. Средиземноморский рынок для Urals сам по себе довольно ограничен — значительная часть поставляемой нефти идет на нефтеперерабатывающие заводы, принадлежащие российским компаниям, и только часть доступного ежемесячного экспорта нефти попадает на сторонние НПЗ. Если нет серьезных рыночных потрясений или значительного числа ремонтов НПЗ, практически каждый месяц на НПЗ ЛУКОЙЛа в Румынии и Болгарии отправляется 1-2 груза (суда, идущие в Констанцу и Бургас), турецкие TUPRAS забирают такое же количество, и пару грузов перевозят итальянцы.
Высокий уровень координации во многих отношениях отражает возросшее влияние Министерства энергетики России, ответственного за обеспечение соблюдения требований ОПЕК +, и подавляющее преобладание российских компаний в энергетическом секторе страны. Другие производители нефти, действующие в Средиземноморском регионе, будь то Казахстан с его флагманским КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) или Азербайджан с его потоками Баку-Тбилиси-Шейхан и Azeri Light, в гораздо большей степени зависят от других (иностранных) компаний в производстве своей нефти и, следовательно, оказались более ограниченными в возможностях выполнить обязательства по сокрашению добычи. А вот в России Минэнерго рассчитало ожидаемое сокращение добычи на пропорциональной основе, соответственно рыночной доли компаний (то есть крупнейший российский производитель нефти Роснефть сократил добычу больше всего, а именно на 34%). Неудивительно, что нефтяные компании, в том числе негосударственные, согласились присоединиться к этой сделке.
Что касается дисциплины выполнения договорённостей ОПЕК+, приверженность Москвы стабилизации рынков превзошла ожидания аналитиков. В отличие от предыдущих договорённостей ОПЕК+, на этот раз Кремль сумел сдержать свои обещания безотлагательно, несмотря на их решительный характер и жёсткие последствия, когда цена на нефть падала ниже 20 долл./баррель.
В январе-апреле добыча составляла 11.25-11.27 млн. баррелей в сутки. С апреля по май Россия сумела сократить добычу почти на 2 млн. баррелей/сутки (с 11.29 млн. до 9.358 млн. баррелей/сутки) и удерживала этот требуемый уровень до августа. Несмотря на беспрецедентную приверженность обязательствам, Россия всё ещё не достигла 100%-го их выполнения, однако это не нашло широкого освещения в СМИ, во многом из-за неясной статистики производства сырой нефти/конденсата. Тем более что в официальных отчётах российского министерства энергетики приводятся данные по добыче сырой нефти и конденсата в сумме, причём исчисляются они в метрических тоннах. Между тем, договорённости ОПЕК+ по сокращению добычи на конденсат не распространяется. Судя по всему, Россия выполняет свои обязательства по добыче на 96-97%, и, как показала последнее совещание министров энергетики ОПЕК+, претензий к ней нет.
России еще предстоит привыкнуть к новой реальности, производя менее 10 млрд. баррелей в сутки, что возвращает ее к быстро забытой реальности, существовавшей до 2005 г., то есть до появления российских ННК. Экспорт стал более детализированным, а зачастую и менее диверсифицированным — Китай является хорошей иллюстрацией того, как быстро все может измениться.
Воспользовавшись резким падением цен на нефть, китайцы закупили рекордные объёмы тогда еще сверхдешевой Urals в рамках апрельской программы (ежемесячные поставки объёмом около 24 млн. баррелей). Однако после июня 2020 года Urals из импортных поставок у китайских переработчиков полностью исчезла, и только октябре этого года была первая поставка в АТР. В 2019 году поставки сырой нефти в Индию стремительно росли, а сейчас отправляется всего один груз в квартал. Трансатлантические поставки в Соединенные Штаты упали в десять раз: в этом году на побережье Мексиканского залива США прибыло всего 4 судна (общий объём 1.7 млн. баррелей), в то время как в 2019 г. было отправлено примерно 35 грузов общим объёмом 18 млн. баррелей.
В дополнение ко всем факторам, указанным выше, в ноябре возник новый дефицит Urals, а это гарантирует, что цена на неё останется как минимум такой же высокой, как сейчас. Прежде всего, один из балтийских портов (Усть-Луга) с 7 по 16 ноября будет находиться на ремонте, и в ноябре будет отгружаться всего 1,2 млн. баррелей в сутки. Этот «контролируемый дефицит» нефти также смягчил медвежий настрой на форвардном рынке — даже в январе 2021 г. цены на Urals будут выше, чем на нефть Dated Brent. Следовательно, есть все основания полагать, что Urals будет оставаться дорогой как минимум до конца года, а невиданная ранее разница в ценах может стать новой нормой.
