|
"Для начала, давайте вспомним, как нефть добралась до этих самых $110.
В 2010-м году нефть болталась в коридоре 70-80 долларов и всем это казалось нормальной ценой.
Но в декабре 2010-го года с Туниса началась «Арабская весна», к весне она перекинулась на Египет, вскоре на Ливию, на Судан, и в итоге 3.5 млн. баррелей в день добычи оказались под угрозой. Для сравнения, мировое потребление – это около 90 МБД. В 2010-м году начал раскручиваться еще один раунд санкций на Иран, кульминировавший в 2012-м году – а это еще примерно 4.3 мбд добычи, снизившихся в итоге почти на миллион. В итоге, мир забеспокоился и цены пошли вверх. Добыча в этих неспокойных регионах действительно снижалась и добыча в мире стала бы еще меньше, но в Америке произошел рост добычи сланцевой нефти, добавивший около 3 МБД за три года и полностью компенсировавший выпавшие из-за политики объемы, причем, что интересно, происходило это примерно тем же темпом, что и снижение добычи в неспокойных местах. Это чистое совпадение, но так уж получилось
К лету 2014-го арабская весна более-менее закончилась. Египет давно уже вернулся к норме, ливийская добыча за несколько месяцев выросла практически с нулевого уровня до почти 1 МБД, Боко Харам в Нигерии относительно угомонился, и так далее. В Ираке запустились несколько крупных проектов, а с Ираном заговорили о снижении уровня санкций. То есть, политические риски, обусловившие снижение предложения в 2010-м году, ушли и началось достаточно быстрое восстановление добычи. А вот американская сланцевая нефть никуда не делась и в ближайшие годы продолжит рост добычи, уже не компенсируя выпадающее, а добавляя к общему балансу. Последствия были вполне ожидаемы – цены полетели вниз, причем, ровно с той же скоростью, с какой на рынке стало нарастать предложение. В дополнение к этому, в последние полгода везде в мире, кроме США, царил экономический пессимизм. Европейский рост, каким бы анемичным он не был, остановился совсем, в том числе, и из-за падения уверенности в завтрашнем дне и неопределенности на российском рынке. Китай тоже стал заметно замедляться. В общем, сниженные перспективы роста вкупе с нарастающим предложением сделали свое дело.
Наконец, Саудовская Аравия тоже не преминула поучаствовать. Дело в том, что бум американской сланцевой нефти вкупе с запретом на экспорт нефти, но разрешением на экспорт нефтепродуктов довольно больно ударил по европейским нефтепереработчикам – американские НПЗ, большинство из которых расположено на атлантическом побережье, могут покупать относительно дешевую американскую нефть и продавать полученные из нее нефтепродукты в Европу. Если запрет на экспорт нефти отменят, к чему есть определенные предпосылки после выборов в 16-м году в США, внутренние цены на американскую нефть слегка вырастут, но из-за особенностей американской логистики американские НПЗ все равно будут в хорошем положении. В общем, это означало снижение спроса со стороны европейских НПЗ, а главный поставщик на них – Россия, причем, долгое время только на запад Россия нефть поставлять и могла. А вот страны Персидского залива – как в Европу, так и в Азию, в Китай и Японию в частности. Но со строительством ВСТО, трубопровода из Сибири до Владивостока, ситуация изменилась, и похоже, саудиты испугались, что Россия может сманеврировать объемами на восток и начать конкурировать за не столь и бездонный, как выясняется, китайский рынок и поспешили заключить долгосрочные контракты на объемы нефти, жертвуя ценой, чем добавили к общей нервозности ситуации.
Как только это произошло, трейдеры на бумажном рынке стали закрывать свои позиции, толкая цену еще ниже. Сейчас нетто-объем открытых спекулятивных позиций на бирже ICE, главной площадке торговли нефтью в 6 раз ниже, чем он был в июне. Из этого, кстати, следует, что локальное дно, видимо, относительно близко. Об этом говорит еще и то, что форвардная кривая, находившаяся в апреле в состоянии backwardation, в котором товар в будущем стоит дешевле чем на дату сделки, перещелкнулась в нормальное состояние contango – будущие поставки стоят дороже, чем нынешние. Зима, которая обещает быть одной из самых холодных в этом тысячелетии, тоже в помощь – может понадобиться большее, чем обычно, количество мазута и печного топлива для отопления. Впрочем, говорить что-то о краткосрочных колебаниях цен на нефть – дело совершенно неблагодарное, и спрос, и предложение в короткой перспективе практически не зависят от цены, так что, краткосрочное рыночное равновесие может достигаться практически на любом уровне от 30 до 150 долларов за баррель. Практически единственным регулятором здесь являются спекулянты, которые могут либо начать скупать нефть и помещать ее резервуары и в танкеры, либо начать сбрасывать объемы их хранилищ на рынок. В последние несколько недель начал расти объем нефти, хранящейся в танкерах, чего не наблюдалось последние 4 года, так что это все-таки тоже знак того, что спекулянты, скорее, не видят особого потенциала для резкого падения.
Теперь вопрос, что будет дальше. Вы наверняка видели много графиков, говорящих о том, что себестоимость такого-то объема производства нефти – 60 или 80 или 100 долларов за баррель. Но весь вопрос в том, какая именно это себестоимость. Имеет смысл говорить о трех разных себестоимостях. Первая – чисто эксплуатационная, сколько стоит качать и подготавливать нефть из уже пробуренной скважины и доставлять ее на рынок. Эта себестоимость редко где превышает $30 за баррель, но и $3-$5 тоже не редкость. Вторая – это себестоимость нефти из еще одной, заново пробуриваемой скважины на освоенном или осваиваемом месторождении, существующей платформе и т.д. Эта себестоимость довольно сильно зависит от того, какую рентабельность капитала вы хотите увидеть, какой возврат на инвестиции вы желаете получить, ассигнуя деньги на бурение скважины. И тут кому-то надо 15%, а кто-то и 7% удовлетворится. Для двух таких инвесторов себестоимость (а точнее, та цена нефти, при которой проект «выходит в ноль» с учетом стоимости капитала) может отличаться в разы, в зависимости от профиля добычи нефти. Если скважина отдаст всю нефть в первый год и тут же и окупит все свои капзатраты, то breakeven price для них будет практически одинаковой, а вот если скважина будет окупаться в течение 15 лет, то может отличаться и втрое. Но тем не менее, «себестоимость» инкрементальной нефти на старых месторождениях в средней стадии разработки - $15-$20 долларов, до $50 в более сложных случаях, и до $60-$70 на глубоководных проектах с подводными оголовками скважин на большой глубине. И наконец, есть себестоимость нефти для новых проектов – устроенная так же, как в предыдущем случае, только если говорить о капитальных затратах, нужно вести речь о миллиардах долларов на освоение. Вот она-то как раз может быть и 70, и 90, и 120 долларов для дальней Арктики, нефтяных песков Канады, ультраглубоководья у берегов Бразилии и т.д.
Американский сланец нынче далеко не самое дорогое, что бывает. Основные запасы имеют стоимость освоения 60-80 долларов за баррель. С ними есть еще один интересный эффект. Распространено мнение, что в отличие, скажем, от дорогой добычи с морской платформы, дорогая добыча сланцевой нефти гораздо более гибко откликается на падение цен.
В самом деле – допустим, проект с дорогой платформой санкционируется при цене нефти 100. Цена безубыточности с учетом требования возврата на капитал – 80. Эта цена должна отбить 3 миллиарда долларов, вложенных в платформу, и стоимость бурения дополнительных 20 скважин по, скажем, 30 млн. долларов за штучку. Представим, что платформа поставлена, 3 миллиарда истрачены, и цена падает до 60 долларов. 3 миллиарда при этом не вернутся никогда, но скважины, буримые с этой платформы, могут давать и по 20% на заново вкладываемый капитал – и их будут бурить, все. Платформа простоит 30 лет, не окупится, но добычу будет наращивать.
Со сланцами не так – сланцевая скважина стоит столько же, сколько обычная современная, но она дает существенно меньше добычи, причем, основная добыча идет в первые год-два. Эта нефть оказывается дорогой – просто потому, что сланцевая скважина дает меньше нефти и капитальные затраты нужно разнести на существенно меньший объем. Соответственно, если вдруг цены на нефть падают, сланцевые скважины перестают бурить, и все – через год-полтора ситуация нормализовалась, ура. Именно такой логикой, похоже, и руководствовались саудовцы, в числе прочего предполагая стукнуть по голове американскую сланцевую добычу, чтобы не сильно раскручивалась.
С объемом ничего не сделаешь, хотя и тут технологии не дремлют. Увеличиваются дебиты и накапливаемая добыча – по мере того, как учатся бурить более длинные горизонтальные стволы, точнее подбирать параметры гидроразрыва, точнее класть ствол в пласт ну и т.д. А вот со стоимостью скважины… Почему скважина дорогая? А потому, что для того, чтобы ее пробурить нужно нанять по высоким ставкам буровую, флот ГРП, каротажные приборы. А почему ставки найма высокие? А потому, что те, кто вложил капитал в буровые, флот ГРП, каротажные приборы хотят получить хорошую отдачу на этот вложенный капитал. Стоп. Где-то мы это уже слышали. Так и есть. Вложения во все это железо вполне аналогично вложению в платформу, с которой бурятся относительно дешевые скважины. Так и тут – затраты на железо уже понесены, и хоть инвестор и надеялся получать на эти вложения 15% годовых, если альтернативой будет не получить ничего, то он будет рад и 5%. То есть, как только из-за снижения цен начнется снижение активности, хозяева буровых и прочего начнут активно сбрасывать цены на услуги своего железа. Кто-то обанкротится, и даже много кто обанкротится, но те, кто получит за долги или купит с аукциона их железо, все равно продолжат его эксплуатировать. Знающие люди говорят, что как минимум, есть примерно 20% жирка в ставках подрядчиков, на который они будут готовы ужиматься, если ситуация станет напряженной. И если так, цена безубыточности для проектов в традиционных (mein Gott, они уже называются традиционными…) регионах сланцевой добычи – Иглфорде, Баккене и т.д. может оказаться и пониже, чем 60-80. Конечно, при этом не будет приобретаться новое оборудование, а старое будет эксплуатироваться в хвост и гриву, но несколько лет оно еще точно протянет.
За 6 лет Северная Америка прибавила примерно 6 млн. баррелей в день добычи нефти и конденсата. Возможно, дойдет и до 8-10 дополнительно к уровню 2008-го года, а потом начнет заваливаться. По разным прогнозам это может произойти между 2017 и 2025 годами. Отчасти, это зависит от цен на нефть – более высокие цены сделают большее количество запасов рентабельным. Дополнительная добыча остального мира может идти либо из сланцев и их аналогов, вроде российской Баженовской свиты, либо из сложных проектов, таких как Арктика или суперглубоководье. Со второй категорией все понятно – там действительно себестоимости под сотню. А вот с первой все сложнее – никто просто толком не знает, сколько нефтеносных сланцев вне США и Канады, какой там потенциал.
Меж тем, медленнее или быстрее, но в обозримом будущем спрос на нефть продолжает расти. Один Китай до конца десятилетия, скорее всего, прибавит 90-100 млн. автомобилей к ныне существующему в мире миллиарду, и это будут отнюдь не Теслы, а добыча на старых месторождениях будет сокращаться по естественным причинам, так было, так есть, и так будет всегда. Так что, все, что способен дать американский и прочий сланец, будет впитано приростами спроса, и пора технически сложных и удаленных проектов все равно придет, и ценам придется подрасти до того уровня, чтобы в них стало эффективно вкладываться.
Из этого, собственно, и следует, как может эволюционировать цена на нефть. Один из возможных сценариев – некоторый период высокой волатильности, полгода – год, потом пара лет относительно пониженных цен, волна банкротств нефтесервисов и тяжких раздумий владельцев крупных сложных проектов, стоит ли в них вообще вкладываться, и наконец, ренессанс, возвращение цен к уровню примерно $90-100 в нынешних деньгах и продолжение инвестиций.
"
|
Вход
Регистрация
FAQ
Поиск
