16 марта 2020
Кирилл Родионов: в 2020 году слабеющий зарубежный спрос может ограничить прирост нефтедобычи в России
Комментарий эксперта Научно-исследовательского финансового института Минфина
Автор:
«Нефтегазовая вертикаль»
С разрывом сделки ОПЕК+ у российских нефтяников оказались развязаны руки в наращивании добычи, и потенциал для ее увеличения действительно есть: составив в 2019 году, по данным ЦДУ ТЭК, 11,25 млн баррелей в сутки (б/с), в 2020-м она может достичь 11,59 млн б/с, а в 2023-м - 11,72 млн б/с, как следует из свежего среднесрочного прогноза Международного энергетического агентства (МЭА).
Основной прирост придется на гринфилды российских компаний, где добыча пока не вышла на проектный уровень либо не началась вовсе. В частности, на месторождения «Роснефти» - Тагульское (Красноярский край) и Среднеботуобинское (Якутия), введенные в эксплуатацию в 2018 году, которые на пике будут суммарно «давать» 190 тыс. б/с нефти; Западно-Эргинское, Кондинское и Русское (300 тыс. б/с), запущенные в последние два с половиной года в Югре и на Ямале; а также ямальский проект «Роспан» и Лодочное месторождение в Восточной Сибири (140 тыс. б/с), добыча на которых начнется в 2020 году и 2021-м. Прирост также будет обеспечен за счет Восточно-Мессояхского месторождения соседнего с Ямалом полуострова Гыдан, которое «Роснефть» разрабатывает совместно с «Газпром нефтью»: в 2019 году, по данным ЦДУ ТЭК, добыча на нем составила 110 тыс. б/с, что чуть ниже проектного уровня (120 тыс. б/с). Не достигло его и Куюмбинское месторождение «Славнефть-Красноярскнефтегаза» - совместного предприятия «Роснефти» и «Газпром нефти», добыча которого в 2019 году составила 19 тыс. б/с, а к выходу месторождения на «полку» увеличится до 60 тыс. б/с. Еще одна точка роста – Юрубчено-Тохомское месторождение «Востсибнефтегаза» (дочка «Роснефти»), где добыча, несмотря на 24%-ый прирост по итогам 2019 года (до 81 тыс. б/с, по данным ЦДУ ТЭК), также пока не вышла на полку (100 тыс. б/с). В этом же ряду стоит и месторождение им. Грайфера, один из каспийских проектов «Лукойла», добыча на котором в 2023 году, по прогнозу МЭА, составит 25 тыс. б/с.
Правда, эффект ввода новых месторождений будет отчасти нивелирован спадом на западно-сибирских браунфилдах, и косвенное тому свидетельство - динамика крупнейших местных «дочек» российских компаний: увеличив в 2018 году добычу на 5,5%, «РН-Юганскнефтегаз» - оператор Приобского, Мамонтовского, Правдинского и ряда других месторождений «Роснефти» в Югре - в 2019-м снизил ее на 0,9% (до 69,5 млн т), тогда как у «РН-Самотлорнефтегаза», оператора Самотлорского месторождения, позапрошлогодний спад на 0,3% в прошлом году сменился приростом лишь на 0,5% (до 19,4 млн т; здесь и далее данные ЦДУ ТЭК, если не указано иное). Невпечатляющим было и улучшение показателей «Лукойла – Западной Сибири», который в 2018 году снизил добычу на 3,5%, а в 2019-м – на 1,9% (до 34,2 млн т), в то время как у «Газпромнефть-Хантоса», также ведущего добычу на месторождениях Югры (Южном, Южно-Киняминском, Пальяновском и др.), спад не только не замедлился, но даже ускорился – с 5,1% в 2018 году до 7,6% в 2019-м (до 12,5 млн т). Несмотря на усилия компаний приостановить производственный спад (к примеру, «РН-Самотлорнефтегаз» в 2018 году увеличил проходку в эксплуатационном бурении на 44%, до 1,3 млн м, и ввел 407 новых эксплуатационных скважин вместо 295 в 2017-м), его все равно вряд ли удастся купировать: в период до 2024 года, по прогнозу VYGON Consulting, добыча в Западной Сибири будет ежегодно сокращаться в среднем на 3%.
Источник: Refinitiv
Впрочем, ограничения есть не только со стороны предложения, но и спроса, серьезно «просевшего» под влиянием эпидемии коронавируса. На это, в частности, указывает статистика морских перевозок Refinitiv, позволяющая ежесуточно отслеживать объем транспортировки нефти танкерами, отправленных к морским портам тех или иных государств: увеличившись в 2019 году на 0,5% (до 389,3 млн т), транспортировка нефти в направлении стран Еврозоны за первые два месяца 2020-го (без учета 29 февраля) снизилась в годовом выражении на 12,7% (до 57,1 млн т), а за первые две недели марта – сразу на 23,7% (до 11,7 млн т). Схожая картина характерна также для Китая, Японии и Южной Кореи, на долю которых в 2018 году, по оценке BP, пришлось 20,2% глобального спроса на нефть: в феврале морская транспортировка нефти в направлении этих трех стран снизилась в годовом выражении на 9%, а за первые две недели марта – на 28,9% (до 54,1 млн и 21 млн т соответственно), при том что в январе она увеличилась на 7,2% (до 63,7 млн т), а по итогам 2019 года – на 3,5% (до 741,3 млн т). Это уже отразилось на российских нефтяниках, которые за первые 28 дней февраля отправили к китайским, корейским и японским портам 3,9 млн т нефти – на 3,6% меньше, чем за аналогичный период прошлого года (4 млн т).
Основной прирост придется на гринфилды российских компаний, где добыча пока не вышла на проектный уровень либо не началась вовсе. В частности, на месторождения «Роснефти» - Тагульское (Красноярский край) и Среднеботуобинское (Якутия), введенные в эксплуатацию в 2018 году, которые на пике будут суммарно «давать» 190 тыс. б/с нефти; Западно-Эргинское, Кондинское и Русское (300 тыс. б/с), запущенные в последние два с половиной года в Югре и на Ямале; а также ямальский проект «Роспан» и Лодочное месторождение в Восточной Сибири (140 тыс. б/с), добыча на которых начнется в 2020 году и 2021-м. Прирост также будет обеспечен за счет Восточно-Мессояхского месторождения соседнего с Ямалом полуострова Гыдан, которое «Роснефть» разрабатывает совместно с «Газпром нефтью»: в 2019 году, по данным ЦДУ ТЭК, добыча на нем составила 110 тыс. б/с, что чуть ниже проектного уровня (120 тыс. б/с). Не достигло его и Куюмбинское месторождение «Славнефть-Красноярскнефтегаза» - совместного предприятия «Роснефти» и «Газпром нефти», добыча которого в 2019 году составила 19 тыс. б/с, а к выходу месторождения на «полку» увеличится до 60 тыс. б/с. Еще одна точка роста – Юрубчено-Тохомское месторождение «Востсибнефтегаза» (дочка «Роснефти»), где добыча, несмотря на 24%-ый прирост по итогам 2019 года (до 81 тыс. б/с, по данным ЦДУ ТЭК), также пока не вышла на полку (100 тыс. б/с). В этом же ряду стоит и месторождение им. Грайфера, один из каспийских проектов «Лукойла», добыча на котором в 2023 году, по прогнозу МЭА, составит 25 тыс. б/с.
Правда, эффект ввода новых месторождений будет отчасти нивелирован спадом на западно-сибирских браунфилдах, и косвенное тому свидетельство - динамика крупнейших местных «дочек» российских компаний: увеличив в 2018 году добычу на 5,5%, «РН-Юганскнефтегаз» - оператор Приобского, Мамонтовского, Правдинского и ряда других месторождений «Роснефти» в Югре - в 2019-м снизил ее на 0,9% (до 69,5 млн т), тогда как у «РН-Самотлорнефтегаза», оператора Самотлорского месторождения, позапрошлогодний спад на 0,3% в прошлом году сменился приростом лишь на 0,5% (до 19,4 млн т; здесь и далее данные ЦДУ ТЭК, если не указано иное). Невпечатляющим было и улучшение показателей «Лукойла – Западной Сибири», который в 2018 году снизил добычу на 3,5%, а в 2019-м – на 1,9% (до 34,2 млн т), в то время как у «Газпромнефть-Хантоса», также ведущего добычу на месторождениях Югры (Южном, Южно-Киняминском, Пальяновском и др.), спад не только не замедлился, но даже ускорился – с 5,1% в 2018 году до 7,6% в 2019-м (до 12,5 млн т). Несмотря на усилия компаний приостановить производственный спад (к примеру, «РН-Самотлорнефтегаз» в 2018 году увеличил проходку в эксплуатационном бурении на 44%, до 1,3 млн м, и ввел 407 новых эксплуатационных скважин вместо 295 в 2017-м), его все равно вряд ли удастся купировать: в период до 2024 года, по прогнозу VYGON Consulting, добыча в Западной Сибири будет ежегодно сокращаться в среднем на 3%.
Источник: Refinitiv
Впрочем, ограничения есть не только со стороны предложения, но и спроса, серьезно «просевшего» под влиянием эпидемии коронавируса. На это, в частности, указывает статистика морских перевозок Refinitiv, позволяющая ежесуточно отслеживать объем транспортировки нефти танкерами, отправленных к морским портам тех или иных государств: увеличившись в 2019 году на 0,5% (до 389,3 млн т), транспортировка нефти в направлении стран Еврозоны за первые два месяца 2020-го (без учета 29 февраля) снизилась в годовом выражении на 12,7% (до 57,1 млн т), а за первые две недели марта – сразу на 23,7% (до 11,7 млн т). Схожая картина характерна также для Китая, Японии и Южной Кореи, на долю которых в 2018 году, по оценке BP, пришлось 20,2% глобального спроса на нефть: в феврале морская транспортировка нефти в направлении этих трех стран снизилась в годовом выражении на 9%, а за первые две недели марта – на 28,9% (до 54,1 млн и 21 млн т соответственно), при том что в январе она увеличилась на 7,2% (до 63,7 млн т), а по итогам 2019 года – на 3,5% (до 741,3 млн т). Это уже отразилось на российских нефтяниках, которые за первые 28 дней февраля отправили к китайским, корейским и японским портам 3,9 млн т нефти – на 3,6% меньше, чем за аналогичный период прошлого года (4 млн т).
Источник: Refinitiv
Негативную роль также может сыграть «проседание» спроса на нефтепродукты – дизель, экспорт которого в 2019 году снизился на 2,9% (до 40 млн т) отчасти из-за новых транспортных ограничений в Европе (к примеру, в Брюсселе чуть более года назад был запрещен въезд дизельным автомобилям, зарегистрированным до 2006 года); бензин, поставки которого на внутренний рынок по итогам прошлого года снизились на 2,1% (до 34,8 млн т) во многом из-за сокращения продаж новых легковых авто (на 2,3%, до 1,76 млн единиц, по данным Ассоциации европейского бизнеса - АЕБ); и мазут, производство которого в 2019-м снизилось пятый год подряд (на 1,3% в сравнении с 2018-м, до 45,8 млн т) под влиянием налогового маневра в нефтяной отрасли, в ходе которого экспортные пошлины на мазут к 2017 году были пошагово уравнены с пошлинами на нефть, из-за чего его экспорт в 2019-м был на 16,7% ниже, чем в том же 2017-м (32,9 млн т против 39,5 млн т). При этом спрос на нефтепродукты наверняка и дальше будет находиться под давлением, тем более что в нынешнем году продажи новых автомобилей в России, по прогнозу АЕБ, снизятся на 2,3% (до 1,72 млн единиц).
Вкупе с торможением европейского импорта и январским ускорением производственного спада у крупнейших западносибирских «дочек» российских компаний (у «Лукойла – Западной Сибири» - до 2,4% против падения на 0,4% в январе 2019-го, а у «РН-Юганскнефтегаза» и «РН-Самотлорнефтегаза» - до 1,3% и 0,3% соответственно вместо прироста на 1,1% и 0,2% за тот же период), это притормозит прирост нефтедобычи, которая, возможно, не достигнет уровня в 11,59 млн б/с, заложенного в прогноз МЭА.
Негативную роль также может сыграть «проседание» спроса на нефтепродукты – дизель, экспорт которого в 2019 году снизился на 2,9% (до 40 млн т) отчасти из-за новых транспортных ограничений в Европе (к примеру, в Брюсселе чуть более года назад был запрещен въезд дизельным автомобилям, зарегистрированным до 2006 года); бензин, поставки которого на внутренний рынок по итогам прошлого года снизились на 2,1% (до 34,8 млн т) во многом из-за сокращения продаж новых легковых авто (на 2,3%, до 1,76 млн единиц, по данным Ассоциации европейского бизнеса - АЕБ); и мазут, производство которого в 2019-м снизилось пятый год подряд (на 1,3% в сравнении с 2018-м, до 45,8 млн т) под влиянием налогового маневра в нефтяной отрасли, в ходе которого экспортные пошлины на мазут к 2017 году были пошагово уравнены с пошлинами на нефть, из-за чего его экспорт в 2019-м был на 16,7% ниже, чем в том же 2017-м (32,9 млн т против 39,5 млн т). При этом спрос на нефтепродукты наверняка и дальше будет находиться под давлением, тем более что в нынешнем году продажи новых автомобилей в России, по прогнозу АЕБ, снизятся на 2,3% (до 1,72 млн единиц).
Вкупе с торможением европейского импорта и январским ускорением производственного спада у крупнейших западносибирских «дочек» российских компаний (у «Лукойла – Западной Сибири» - до 2,4% против падения на 0,4% в январе 2019-го, а у «РН-Юганскнефтегаза» и «РН-Самотлорнефтегаза» - до 1,3% и 0,3% соответственно вместо прироста на 1,1% и 0,2% за тот же период), это притормозит прирост нефтедобычи, которая, возможно, не достигнет уровня в 11,59 млн б/с, заложенного в прогноз МЭА.
