Соглашение «ОПЕК+»: возможности и риски

Страны ОПЕК и независимые производители нефти ведут активные переговоры о возможности продления соглашения об ограничении добычи. Но насколько этот пакт оказался эффективным для его участников и в первую очередь для России? Поиск ответа на этот вопрос стал лейтмотивом исследования «Нефтяная отрасль России: итоги 2016 года и перспективы на 2017-2018 годы», проведенного компанией VYGON Consulting. Презентация первой его части состоялась 17 мая в пресс-центре «Интерфакса».

Краткосрочный эффект

Как отметил управляющий директор VYGON Consulting Григорий Выгон, соглашение ОПЕК и стран-производителей, не входящих в картель, оказало сильное влияние на всех игроков рынка, в том числе на российскую нефтяную отрасль и отдельные компании, а также на бюджет РФ.

По мнению Г.Выгона, участие нашей страны в этом соглашении было правильным решением. Фактически, тем самым Россия спасла ОПЕК, члены которой длительное время не могли договориться между собой.

Впрочем, ситуация на мировом нефтяном рынке начала улучшаться еще до вступления в действие упомянутого соглашения. Так, избыток сырья сократился с 1,69 млн барр./сут. в 2015 году до 0,53 млн барр./сут. в 2016-м.

С одной стороны, добыча в 4 крупнейших странах производителях – Иране, Ираке, Саудовской Аравии и России – в совокупности выросла на 1,66 млн барр./сут. Но, с другой стороны, наблюдался рекордный прирост потребления (на 1,51 млн барр./сут.). Кроме того, происходило падение добычи жидких углеводородов в США и у прочих производителей (на 1,3 млн барр./сут.).

Всех удивили Соединенные Штаты. Добыча там в 2016 году упала в гораздо меньшей степени, чем ожидалось (на 300 тыс. барр./сут). А уже начиная с нынешнего года она возобновила рост. Ожидается, что он составит около 600 тыс. барр./сут. в этом году и более 1 млн барр./сут. в следующем. Такие успехи обусловлены тем, что американские компании сумели оптимизировать процессы добычи, повысили эффективность бурения и операций ГРП. В результате пороговый уровень, при котором добыча становится рентабельной, в среднем снизился с $55-60 до $40-45/барр. По мнению Г.Выгона, Америка и впредь будет служить своеобразным противовесом ОПЕК и играть балансирующую роль на нефтяном рынке.

Как же отреагировал рынок на подписание пакта «ОПЕК+»? Уже к концу 2016 года котировки сорта Brent достигли $55/барр. Хотя среднегодовое значение составило всего $44/барр. по сравнению с $52 в 2015 году.

По расчетам VYGON Consulting, если бы соглашение не было достигнуто (сценарий «Без соглашения»), то цена в 2017 году была бы на уровне $43/барр. (несмотря на то, что избыток сократился бы до 0,15 млн барр./сут.). Однако в 2018 году за счет сильного роста потребления возник бы дефицит нефти вразмере около 0,53 млн барр/сут., что привело бы к росту котировок до $45/барр.

Но стоит ли продлевать это соглашение? Сохранится ли его эффект? По мнению экспертов компании, в случае отказа от пролонгации (сценарий «Соглашение 6 месяцев») средние цены в 2016 году составят $48-50/барр. А дефицит сырья уже в 2017 году будет находиться на уровне 0,66 млн барр./сут. Однако увеличение добычи стран ОПЕК и других участников соглашения, начиная со второй половины года, будет перекрывать рост потребления. В результате в следующем году дефицит сократится до 0,36 млн барр./сут.

Поэтому более предпочтительным вариантом является продление соглашения еще на полгода (сценарий «Соглашение 12 месяцев»). В этом случае уже в 2017 году возникает дефицит в 1,35 млн барр./сут. Благодаря этому цены повысятся до $55/барр. в нынешнем году и до $57 в следующем.

Но любопытно, что уже в 2018 году картина изменится. Сценарий «Соглашение 12 месяцев» предусматривает самый маленький дефицит мирового рынка – всего 0,3 млн барр./сут. против 0,36 млн барр./сут. в сценарии «Соглашение 6 месяцев» и 0,53 млн барр./сут. в сценарии «Без соглашения».

Иными словами, продление пакта «ОПЕК+» уже не приведет к столь значимым результатам. «Ручное управление предложением для балансировки рынка после сланцевой революции может иметь лишь краткосрочный эффект. Чем сильнее сокращается добыча нефти в странах-подписантах, тем быстрее растут цены и производство в США. Это приводит к ликвидации дефицита и сокращению рыночной доли ОПЕК и примкнувших к ней производителей. Вопрос о том, будет ли рынок сбалансирован при ценах на нефть выше $50/барр. в среднесрочной перспективе, остается открытым», – отмечают эксперты VYGON Consulting.

Льготы – двигатель добычи

Не менее важен вопрос – как соглашение «ОПЕК+» может отразиться на российской нефтегазовой отрасли? Добыча жидких углеводородов в нашей стране в 2016 году достигла очередного рекорда в 547,5 млн тонн (на 2,5% выше уровня предыдущего года). Особенно быстрыми темпами добыча росла в августе-октябре 2016 года. Это стало своеобразной подготовкой к соглашению с ОПЕК.

При этом основной вклад в ее увеличение внесла новая волна так называемых гринфилдов (+17,5 млн тонн). Она перекрыла падение добычи на зрелых месторождениях. Примечательно, что гринфилды обеспечили рост не только в новых регионах (в Восточной Сибири), но и в старых (в Западной Сибири), И только в Урало-Поволжье рост достигнут преимущественно за счет старых месторождений.

Большинство растущих гринфилдов пользуется льготами по НДПИ и экспортной пошлине. В целом процесс льготирования набирает обороты начиная с 2006 года, когда были введены первые преференции для выработанных месторождений.

Льготируемый объем добычи в прошлом году достиг 197,9 млн тонн, или 39,5% от общего производства нефти в России (без учета СРП). В денежном выражении размер государственной поддержки нефтедобычи превысил 400 млрд рублей. Основная категория «льготников» – это выработанные месторождения и гринфилды.

Но распределение льгот между нефтеносными регионами неравномерно. Согласно расчетам VYGON Consulting, ХМАО в этом плане обделен по сравнению с Восточной Сибирью и Урало-Поволжьем. Так, по чистой цене (цена на нефть в базисе поставки за вычетом транспортных издержек, эффективных значений экспортной пошлины и НДПИ, с учетом льгот) Урало-Поволжье обгоняют ХМАО примерно на $4/барр.

Еще больше разрыв по удельным CAPEX, поскольку условия добычи и транспортировки сырья в Урало-Поволжье благоприятнее, чем в Западной Сибири (меньше глубина скважин, короче транспортное плечо и т.д.).

Лидерами же по размеру льгот являются регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока, обладающие возможностью продавать нефть в Азию с премией, а также имеющие благоприятные условия по налогам и транспортным издержкам.

Впрочем, уровень налоговой нагрузки остается очень высоким по всем добывающим регионам. При цене в $50/барр. нефтяные компании в среднем получают чистую выручку в размере около $15,5/барр. Из этой суммы надо не только покрывать операционные затраты, но и брать средства для капитальных вложений.

Последствия для России

Россия неукоснительно выполняет договоренности с ОПЕК о сокращении объемов добычи, даже немного опережая график. В основном это снижение обеспечено за счет не льготируемых браунфилдов, расположенных в Западной Сибири. При этом удается обходиться «малой кровью» – не выводить месторождения из эксплуатации, а ограничивать добычу путем оптимизации фонда скважин.

Что же касается гринфилдов, то 24 новых проекта имеют потенциал прироста добычи в 15,8 млн тонн в 2017 году и 13,2 млн тонн в 2018-м. По мнению экспертов VYGON Consulting, продление соглашения с ОПЕК вряд ли скажется на этих планах, поскольку компании меньше всего заинтересованы в потере льготируемых объемов.

Соблюдение пакта «ОПЕК+» пока не привело к сокращению эксплуатационного бурения в России, его масштабы растут. Но ключевой вопрос: что будет дальше? Сценарий «Соглашение 6 месяцев» предполагает замедление темпов прироста нового эксплуатационного бурения в России до 3-5% в 2017 году и 10% в 2018-м.

Если этот сценарий реализуется и соглашение не будет продлено, то добыча может увеличиться до 554 млн тонн в нынешнем году и до 567 млн тонн в следующем. Это на 4 млн тонн ниже расчетного потенциала, который мог бы быть достигнут при отсутствии упомянутого пакта.

Если же соглашение будет продлено (сценарий «12 месяцев»), то одного только «эффекта оптимизации» будет уже недостаточно для удержания добычи на уровне 546,5 млн тонн (что соответствует 10,9 млн барр./сут.). В результате браунфилды существенно пострадают.

«Упущенная» добыча в 2017 году составит 11,8 млн тонн по сравнению со сценарием «Без соглашения». А общий объем добычи жидких углеводородов снизится до 546,4 млн тонн.

При этом темпы бурения и ввода новых скважин в нынешнем году сократятся более чем на 7-8% относительно 2016 года, что болезненно скажется на уровне добычи в 2018 году. Эффект может составить около 15 млн т по сравнению с теоретическим сценарием «Без соглашения» (хотя добыча и подрастет до 556,7 млн тонн). «То есть вместо положительной динамики добычи мы получим легкую стагнацию», – резюмирует Г. Выгон.

Выигравшие и проигравшие

Однако основной интерес представляют все же не объемы добычи, а ее экономические эффекты для отрасли и государства в целом.

Как отмечается в исследовании VYGON Consulting,в связи с падением цен на углеводородное сырье доля нефтегазовой отрасли в доходах консолидированного бюджета заметно снизилась (с 32,6% в 2014 году до 22,4% в 2016-м). Причем порядка 77% приходится на нефть, остальное – на газ и конденсат.

Не секрет, что львиная доля дополнительных доходов в результате роста нефтяных котировок достается государству. Но и от их снижения бюджет страдает больше, чем отрасль. Так, в 2016 году, когда стоимость Urals упала до $41,7/барр., нефтяные доходы бюджета снизились на 0,6 трлн рублей, в то время, как ЕВITDA нефтяных компаний осталась неизменной.

Согласно расчетам VYGON Consulting, соглашение с ОПЕК выгодно государству, поскольку дополнительные доходы от роста нефтяных котировок значительно превышают потери бюджета от сокращения добычи. Правда, политика Центробанка приводит к тому, что в результате укрепления рубля эффект для бюджета будет в некоторой степени нивелирован. Но все равно госказна получит весомую прибавку – от 0,75 до 1,5 трлн рублей в 2017-2018 годах.

Для нефтяных компаний ситуация обратная – их финансовые показатели в результате сделки ухудшаются. Они потеряют от 40 до 220 млрд рублей, в зависимости от сценария.

Теоретически, если бы не было сокращения добычи, то эффект для компаний от повышения нефтяных котировок был бы практически нулевым. Сколько они выигрывают на росте цены, столько же теряют в результате изменения курса рубля и налоговых изъятий. А из-за того что добыча сократилась, они несут реальные финансовые потери.

Повод для торга

Но нет худа без добра. Как полагает Г.Выгон, пусть лучше государство получает дополнительные средства от роста нефтяных цен, чем от усиления налогового давления на нефтегазовую отрасль. Более того, нефтяники могут использовать падение своих доходов как повод для обращений в правительство с предложением фискальных изменений. Например, они могут просить не повышать НДПИ (как того требует Минфин)

или расширить масштабы эксперимента по внедрению налога на дополнительный доход. Мол, раз отрасль потеряла около 1 трлн рублей, она вправе получить что-то взамен.

Итак, сокращение добычи дало достаточно сильный положительный эффект для бюджета. А компании получили шанс выторговывать себе некие преференции. Но, как еще раз подчеркивает Г.Выгон, подобные решения работают только на коротком горизонте. Потому что затем рынок все равно начинает реагировать.