Цена пандемии для российского сырьевого экспорта

Аналитики PwC в России представили исследование о том, что привнес COVID-19 для российских сырьевых экспортеров и с какими вызовами им придется столкнуться после завершения кризиса.

Приведя к самому серьезному спаду мировой экономики со времен Великой депрессии, пандемия COVID-19 обрушила энергетические рынки. Падение сырьевых фьючерсов сопровождалось торможением глобального спроса на нефть, газ и уголь, что не могло не отразиться на их крупнейших поставщиках, к числу которых относится Россия, говорится в исследовании PwC.

Нефть

По итогам одиннадцати месяцев 2020 г. экспорт нефти из России в годовом выражении снизился на 12% (до 214,8 млн т, по данным ЦДУ ТЭК); одной из причин стала апрельская сделка ОПЕК+, под влиянием которой нефтедобыча за тот же период упала на 8,3% (до 470,2 млн т).

При этом падение экспорта было зафиксировано уже в I квартале 2020 г. (на 2% год к году, до 64,3 млн т), когда добыча и внутренние поставки еще показывали годовой прирост (на 0,8 и 3,2% соответственно, до 140,4 млн и 72,7 млн т). Аналитики PwC отмечают, что как раз тогда начал проявлять себя эффект COVID-19, из-за чего перевалка нефти в крупнейшем дальневосточном порту Козьмино в I квартале сокращалась быстрее (на 11% год к году, до 6,6 млн т), чем в Новороссийске (на 2%, до 22,4 млн т, по данным Refinitiv).

Во II квартале, с перемещением эпицентра пандемии в Европу, в лидерах по темпам падения оказались порты в европейской части России — Приморск (на 30%, до 8,6 млн т), Усть-Луга (на 18%, до 7 млн т) и уже упомянутый Новороссийск (на 15%, до 18,3 млн т). В третьем же квартале спад перевалки стал фронтальным, если не считать Усть-Лугу, где прирост на 13% (до 4,2 млн т) авторы исследования объясняют низкой базой III квартала 2019 г., когда из-за заражения нефти в системе «Транснефти» перевалка в Усть-Луге сократилась на 45% (до 3,7 млн т).

Смягчить последствия экспортного спада российские нефтяники попытались за счет поставок на НПЗ: с мая по ноябрь 2020 г. среднесуточный объем нефтепереработки был на 10% ниже среднего уровня первых четырех месяцев года (5,20 млн баррелей в сутки (б/с) против 5,77 млн б/с, по данным ЦДУ ТЭК), тогда как в случае экспорта эта разница составила 16% (4,39 млн б/с против 5,25 млн б/с).

Умеренный спад нефтепереработки экспертв PwC отчасти связывают со сравнительно мягким «проседанием» спроса на нефтепродукты. По итогам одиннадцати месяцев 2020 г. отгрузки автомобильного бензина и дизеля на внутренний рынок снизились в годовом выражении на 5,4% (до 30,1 млн т) и 6,9% (до 32,6 млн т) соответственно, при этом отгрузки на экспорт и вовсе выросли: автобензина — на 2,9% (до 4,9 млн т), а дизеля — на 6,3% (до 38,6 млн т). Подобный прирост, поясняют исследователи, стал возможен благодаря истечению соглашений о заморозке цен на бензин и дизель, сдерживавшего топливный экспорт в первой половине 2019 г.

Несмотря на пандемию, некоторые зарубежные производители смогли нарастить предложение. Пример тому — Ливия, которая в феврале 2020 г. добывала 160 тыс. б/с, а в ноябре, благодаря разблокировке ключевых портов и частичному урегулированию гражданского военного конфликта, — уже 1,21 млн б/с; и Норвегия, где, вслед за запуском месторождения Йохан Свердруп (в октябре 2019 г.), по итогам 2020 г. экспортная перевалка нефти увеличилась на 17% (до 1,33 млн б/с, по оценке Refinitiv);

В среднесрочной перспективе, считают аналитики PwC, предложение будет увеличивать Бразилия (за счет месторождений атлантического шельфа), Гайана (где в 2019 г. началась разработка шельфого блока Stabroek) и Сенегал, на шельфе которого в ближайшие годы начнется проект Sangomar. Потенциал увеличения добычи есть у ряда стран ОПЕК — Саудовской Аравии и Кувейта, которые к 2025 г. могут нарастить добывающие мощности более чем на 500 тыс. б/с благодаря договоренностям о возобновлении добычи в нейтральной пограничной зоне; и Ирака, которому пока мешает дефицит воды в южных нефтеносных провинциях. Вкупе с наращиванием экспортных мощностей в США, это приведет к ужесточению конкуренции на нефтяном рынке, прогнозируют авторы исследования.

Газ

Пандемия COVID-19 поставила в непростое положение поставщиков на европейском рынке газа. С одной стороны, из-за сокращения конечного спроса: за одиннадцать месяцев 2020 г., по оценке исследовательского центра Ember, выработка электроэнергии на газовых станциях сократилась в ЕС на 3,3% в годовом выражении; а с другой, из-за падения цен: в 2020 г. средняя цена газа на хабе TTF упала на 32%, до 3,2 долл. за 1 млн БТЕ против 4,8 долл. в 2019 г.

Спад котировок уменьшил маржу трейдеров сжиженного природного газа (СПГ), что не замедлило сказаться на поставках: если в I квартале 2020 г. импорт СПГ в Европе в годовом выражении вырос на 30%, то во II-м — лишь на 6%, а в III и IV кварталах и вовсе упал на 10 и 29% соответственно. Однако, отмечают эксперты PwC, это не предотвратило спада трубопроводных поставок газа из России: с января по ноябрь их объем, по данным ФТС, снизился в годовом выражении на 10,5% (до 178,4 млрд куб. м), а стоимость — на 41,8% (до 22 млрд долл.). Впрочем, замечают исследователи, схожие потери понесли и другие экспортеры: с января по ноябрь трубопроводные поставки газа в Европу из Алжира снизились на 6% (до 17,8 млрд куб. м), а из Ливии — на 20% (до 4,1 млрд куб. м), что следует из данных Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).

Аналитики PwC прогнозируют, что в ближайшие годы конкуренция на европейском рынке будет расти — как из-за недавнего ввода в строй Трансадритического трубопровода (TAP, мощностью 10 млрд куб. м газа в год), по которому газ с азербайджанского месторождения Шах-Дениз будет поставляться в Южную Европу, так и из-за планов американских производителей СПГ, которые будут наращивать мощности за счет третьей линии Corpus Christi LNG (5 млн т в год), а также проектов Rio Grande LNG (27 млн т), Annova LNG (6,5 млн т) и Texas LNG Brownsville (4 млн т). В этой связи, считают авторы исследования, роста трубопроводных поставок если и стоит ожидать, то, в основном, в Китай по «Силе Сибири», базой для которых служит Чаяндинское месторождение Якутии, где газодобыча (2,8 млрд куб. м за девять месяцев 2020 г.) пока отстает от проектной мощности (25 млрд куб. м в год).

Чуть более благоприятные перспективы авторы исследования видят у СПГ. В 2019 г., благодаря двенадцатимесячной загрузке второй и третьей очередей «Ямал СПГ», экспортная перевалка сжиженного природного газа в России выросла на 56% (до 28,4 млн т, по данным Refinitiv); в 2020 г. на обеих этих очередях проводились плановые профилактические ремонты, из-за чего по итогам ушедшего года отгрузка с «Ямал СПГ» снизилась в годовом выражении на 5,3% (до 17,5 млн т), а с российских СПГ-заводов в целом — на 1,7% (до 27,9 млн т).

В ближайшие несколько лет эксперты PwC ожидают возобновления прироста экспорта российского СПГ — как за счет четвертой линии «Ямал СПГ» (годовой мощностью около 1 млн т), ввод которой намечен на 2021 г., так и проектов «Арктик СПГ-2» (общей мощностью 19,8 млн т) и «Обский СПГ» (5 млн т), поэтапный запуск которых должен будет состояться в середине 2020-х.

Глобальные инвестиции в добычу нефти и газа, млрд долл. США

Источник: PwC по данным МЭА

Уголь

По итогам одиннадцати месяцев 2020 г. экспорт угля в годовом выражении снизился на 0,6% (до 178,4 млн т, по данным ЦДУ ТЭК). Триггером стало сокращение угольной генерации в Европе — с января по ноябрь 2020 г. выработка электроэнергии на угольных станциях в ЕС упала на 22%. Как следствие, за одиннадцать месяцев 2020 г. Европа снизила морской импорт угля суммарно на 28% (до 97,4 млн т), а непосредственно из России — на 12% (до 34,6 млн т).

Обратная динамика была характерна для Китая и Японии, которые за одиннадцать месяцев 2020 г. нарастили морской импорт российского угля на 29% (до 31,6 млн т) и 20% (до 16,1 млн т) соответственно. Это отчасти объясняет аналитикам PwC, почему перевалка угля в крупнейших угольных портах Дальнего Востока (Ванино, Находка, Восточный, Владивосток) за тот же период выросла в годовом выражении на 6% (до 76,3 млн т), в то время как в ведущих угольных портах европейской части России (Усть-Луга, Мурманск, Новороссийск) — упала на 14% (до 56,4 млн т, по данным Refinitiv);

В результате географическая структура экспорта еще сильнее сдвинулась на Восток: в 2019 г., по данным ФТС, суммарная доля Китая, Японии, Южной Кореи и Индии в поставках угля из России выросла с 35,4 до 38,2%, а по итогам одиннадцати месяцев 2020 г. — до 41,4%.

Однако повсеместный обвал цен сделал незаметной выгоду от изменения структуры экспорта в пользу премиального азиатского рынка — по итогам 2020 г. средние спотовые цены на Балтике снизились в годовом выражении на 16% (до 45,9 долл. за тонну), а в австралийском Ньюкасле и китайском Циньхуандао — на 23% (до 57,7 долл.) и 7% (до 88,9 долл.); как следствие, стоимость российского экспорта за одиннадцать месяцев 2020 г. снизилась в годовом выражении на 23,8% (до 11,2 млрд долл., по данным ФТС).

Падение цен также поспособствовало росту доли транспортных издержек угольщиков: если в 2018 г., по оценке РЖД, доля железнодорожного транспорта в экспортной цене угля при транспортировке в порт Восточный (Приморский край) составляла 31,5%, то в 2019 г. — уже 38,2%, а в первой половине 2020 г — 41,3%.

Довольно устойчивыми к кризису оказались экспортные поставки коксующегося угля, которые по итогам одиннадцати месяцев 2020 г. выросли в годовом выражении на 6,2% (до 20,1 млн т, по данным ЦДУ ТЭК); однако, в силу низкой доли коксующегося угля в суммарном угольном экспорте (11,2% за тот же период), это не предотвратило общего спада.

Учитывая высокий риск дальнейшего сжатия европейского рынка, российский угольный экспорт в ближайшие годы в еще большей степени будет зависеть от азиатского спроса, считают авторы исследования PwC.