"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.
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.
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.
По данным “Ъ”, квоты в рамках нового сокращения добычи будут распределены по тому же принципу, что и раньше: нагрузка ляжет на семь крупнейших компаний. Им придется сократить 1,8 млн б/с в мае—июне и 1,3 млн б/с во втором полугодии.
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.
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. «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."
https://www.kommersant.ru/doc/4320694
