История по четвергам: наследие 1994 г.
В 1994 г. в российской нефтяной отрасли стартовая «большая приватизация». Кто-то – как созданный в 1991 г. «Лукойл» и в 1993 г. «Сургутнефтегаз» – подошел к этому рубежу подготовленным. Какие-то из компаний создавались «на ходу»: в мае 1994 г. были созданы «Сиданко» и Восточная НК, а вчера исполнилось 30 лет с даты основания «ОНАКО», Оренбургской нефтяной компании. За этими компаниями последовали «КомиТЭК», «Сибнефть», Тюменская НК и др. Большинство из них были созданы на основе активов «Роснефти», к концу 1990-х гг. превратившейся в небольшое предприятие с проблемными добычными активами на Юге и Дальнем Востоке и парой устаревших НПЗ.
Но такая ситуация продлилась недолго. В 2000-х гг. начался процесс консолидации и уже к середине прошлого десятилетия нефтяной сектор вернулся в 1993 г. с «большой» «Роснефтью» в окружении «Лукойла», «Сургутнефтегаза» и «Татнефти». Удивительно, но небольшая фора оказалась важной даже на длинной дистанции: гранды из 1993 г. – "Лукойл" и "Сургутнефтегаз" – смогли сохранить влияние и активы в отличие от "новичков" из 1994-95 гг. Ведь сейчас даже работающие в нефтяных компаниях аналитики не сразу вспомнят об ОНАКО, СИДАНКО и "Коми ТЭК", хотя в 1994 г. создание этих компаний кардинально изменило отраслевой ландшафт.
#ThrowbackThursday #Приватизация #Нефтедобыча
В 1994 г. в российской нефтяной отрасли стартовая «большая приватизация». Кто-то – как созданный в 1991 г. «Лукойл» и в 1993 г. «Сургутнефтегаз» – подошел к этому рубежу подготовленным. Какие-то из компаний создавались «на ходу»: в мае 1994 г. были созданы «Сиданко» и Восточная НК, а вчера исполнилось 30 лет с даты основания «ОНАКО», Оренбургской нефтяной компании. За этими компаниями последовали «КомиТЭК», «Сибнефть», Тюменская НК и др. Большинство из них были созданы на основе активов «Роснефти», к концу 1990-х гг. превратившейся в небольшое предприятие с проблемными добычными активами на Юге и Дальнем Востоке и парой устаревших НПЗ.
Но такая ситуация продлилась недолго. В 2000-х гг. начался процесс консолидации и уже к середине прошлого десятилетия нефтяной сектор вернулся в 1993 г. с «большой» «Роснефтью» в окружении «Лукойла», «Сургутнефтегаза» и «Татнефти». Удивительно, но небольшая фора оказалась важной даже на длинной дистанции: гранды из 1993 г. – "Лукойл" и "Сургутнефтегаз" – смогли сохранить влияние и активы в отличие от "новичков" из 1994-95 гг. Ведь сейчас даже работающие в нефтяных компаниях аналитики не сразу вспомнят об ОНАКО, СИДАНКО и "Коми ТЭК", хотя в 1994 г. создание этих компаний кардинально изменило отраслевой ландшафт.
#ThrowbackThursday #Приватизация #Нефтедобыча
История по четвергам: куда инвестируют нефтяники?
По данным Росстата инвестиции в добычу нефти и газа в России в 1К2024 выросли на 20,7% г/г, до 706 млрд руб. Рост был связан с эффектом низкой базы (-11,2% г/г в 1К2023) и высоким авансированием под проведение работ летом. Темпы роста капиталовложений выше 20% г/г в I квартале не так уж и редки для российской нефтедобычи: в 1К2022, например, инвестиции выросли на 25,7% г/г и основную роль также играл эффект низкой базы.
Особенность 2024 г. - низкая динамика показателя, традиционно выступающего в роли "прокси" для инвестиций в российскую нефтедобычу: проходка в эксплуатационном бурении в 1К2024 упала на 0,7% г/г, до 6,78 млн м. За счет чего же могли вырасти капиталовложения? Например, за счет промстроительства, связанного со строительством и заканчиванием скважин, др. Какой была структура капвложений в предыдущий инвестиционный пик, в конце 1980-х гг.?
В 1988 г. на эксплуатационное бурение приходилось 47% всех инвестиций в секторе, на оборудование - 15%, на промышленное строительство - 32%. Наиболее высокой доля промстроительства была в Западной Сибири (35%): в 1980-х гг. значительные средства уходили на обустройство новых месторождений, тогда как на старых месторождениях Юга и Северо-Запада на стройку приходилось менее 10% всех инвестиций. А какие месторождения сейчас могут формировать спрос на большую стройку?
#ThrowbackThursday #Инвестиции #Нефтедобыча
По данным Росстата инвестиции в добычу нефти и газа в России в 1К2024 выросли на 20,7% г/г, до 706 млрд руб. Рост был связан с эффектом низкой базы (-11,2% г/г в 1К2023) и высоким авансированием под проведение работ летом. Темпы роста капиталовложений выше 20% г/г в I квартале не так уж и редки для российской нефтедобычи: в 1К2022, например, инвестиции выросли на 25,7% г/г и основную роль также играл эффект низкой базы.
Особенность 2024 г. - низкая динамика показателя, традиционно выступающего в роли "прокси" для инвестиций в российскую нефтедобычу: проходка в эксплуатационном бурении в 1К2024 упала на 0,7% г/г, до 6,78 млн м. За счет чего же могли вырасти капиталовложения? Например, за счет промстроительства, связанного со строительством и заканчиванием скважин, др. Какой была структура капвложений в предыдущий инвестиционный пик, в конце 1980-х гг.?
В 1988 г. на эксплуатационное бурение приходилось 47% всех инвестиций в секторе, на оборудование - 15%, на промышленное строительство - 32%. Наиболее высокой доля промстроительства была в Западной Сибири (35%): в 1980-х гг. значительные средства уходили на обустройство новых месторождений, тогда как на старых месторождениях Юга и Северо-Запада на стройку приходилось менее 10% всех инвестиций. А какие месторождения сейчас могут формировать спрос на большую стройку?
#ThrowbackThursday #Инвестиции #Нефтедобыча
Кофе и бензин
Какие месторождения сейчас поддерживают рост инвестиций?
Данные Росстата по освоению инвестиций в 1К2024 дают ответ, что же произошло в отрасли: капиталовложения в нефтедобычу в Красноярском крае, где находятся месторождения кластера "Восток Ойл" выросли в 2,7 раза г/г, на Сахалине - в 1,5 раза, тогда как в Тюменской области инвестиции увеличились лишь на 13% г/г.
Среди аутсайдеров - Башкирия (-17% г/г) и Удмуртия (-3% г/г). "Дочкам" крупных нефтяных компаний не всегда везет с инвестициями.
#Нефтедобыча #Инвестиции #ВостокОйл
Среди аутсайдеров - Башкирия (-17% г/г) и Удмуртия (-3% г/г). "Дочкам" крупных нефтяных компаний не всегда везет с инвестициями.
#Нефтедобыча #Инвестиции #ВостокОйл
Кофе и бензин
Какая западная компания не продала свои активы в российской нефтедобыче в 2022 г. и до сих пор добывает (и экспортирует) нефть из РФ?
История по четвергам. Добыча нефти западными компаниями в России: долгий закат
Знания и интуиция иногда обманывают. Единственной из перечисленных компаний, продолжающих добывать нефть (и сохранять операционный контроль над добычей) в России остается венгерская MOL. Дело не только в особой позиции Венгрии по вопросам работы с Россией, но и в том, что у MOL 4 НПЗ общей мощностью 18 млн т при собственной добыче в менее чем 5 млн т. И расставаться даже с маленьким месторождением в Оренбургской области (с добычей менее 200 тыс. т в год) - жалко.
Западные мейджоры - BP, Exxon - ушли с российского рынка в 2022 г., потеряв все, во что вкладывали и создавали на протяжении четырех десятилетий.
Период расцвета для иностранных нефтяников пришелся не на неспокойные 1990-е гг., а на 2000-е гг., когда цены на нефть и спрос быстро росли, а регулирование отрасли в России оставалось либеральным. В 2007 г. западные компании (включая СП) контролировали добычу 44 млн т, а в проектах, где они выступали миноритарными акционерами на их долю приходилось еще 26 млн т (суммарно - 14% всей российской нефтедобычи).
Закат иностранных компаний начался в 2013 г., после покупки "Роснефтью" ТНК-ВР. Британцы получили 20% акций российской госкомпании, но вот влияние на операционную деятельность "Роснефти" у них было намного меньше, чем на активы ТНК-ВР. Активная политика "Роснефти" по продаже долей в проектах (в первую очередь, в "Восток Ойл") в конце 2010-х гг. привела в Россию крупных инвесторов из Азии. Но с операционным контролем российские нефтяники уже предпочитали не расставаться, предлагая иностранным инвесторам лишь миноритарные пакеты.
Уход западных компаний из России в 2022 г. привел к широкой "национализации" нефтедобычи - сейчас на долю иностранных инвесторов приходится лишь 12% добываемой в России нефти (миноритарный контроль учитывается пропорционально доле) против 25% в 2019 г. И присутствие MOL мало что меняет.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #ИностранныеИнвестиции
Знания и интуиция иногда обманывают. Единственной из перечисленных компаний, продолжающих добывать нефть (и сохранять операционный контроль над добычей) в России остается венгерская MOL. Дело не только в особой позиции Венгрии по вопросам работы с Россией, но и в том, что у MOL 4 НПЗ общей мощностью 18 млн т при собственной добыче в менее чем 5 млн т. И расставаться даже с маленьким месторождением в Оренбургской области (с добычей менее 200 тыс. т в год) - жалко.
Западные мейджоры - BP, Exxon - ушли с российского рынка в 2022 г., потеряв все, во что вкладывали и создавали на протяжении четырех десятилетий.
Период расцвета для иностранных нефтяников пришелся не на неспокойные 1990-е гг., а на 2000-е гг., когда цены на нефть и спрос быстро росли, а регулирование отрасли в России оставалось либеральным. В 2007 г. западные компании (включая СП) контролировали добычу 44 млн т, а в проектах, где они выступали миноритарными акционерами на их долю приходилось еще 26 млн т (суммарно - 14% всей российской нефтедобычи).
Закат иностранных компаний начался в 2013 г., после покупки "Роснефтью" ТНК-ВР. Британцы получили 20% акций российской госкомпании, но вот влияние на операционную деятельность "Роснефти" у них было намного меньше, чем на активы ТНК-ВР. Активная политика "Роснефти" по продаже долей в проектах (в первую очередь, в "Восток Ойл") в конце 2010-х гг. привела в Россию крупных инвесторов из Азии. Но с операционным контролем российские нефтяники уже предпочитали не расставаться, предлагая иностранным инвесторам лишь миноритарные пакеты.
Уход западных компаний из России в 2022 г. привел к широкой "национализации" нефтедобычи - сейчас на долю иностранных инвесторов приходится лишь 12% добываемой в России нефти (миноритарный контроль учитывается пропорционально доле) против 25% в 2019 г. И присутствие MOL мало что меняет.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #ИностранныеИнвестиции
История по четвергам. Вахта как новация
У советской экономики было много проблем. Егор Гайдар указывал, что многие из советских чиновников плохо ориентировались в данных по бюджету и платежному балансу, уделяя большее внимание АПК. К сельскому хозяйству, при этом, тоже были вопросы.
В реальном секторе - помимо высокой монополизации, планового распределения товаров и дефицита ресурсов, - важными проблемами были "жесткость" цен и "отсутствие" банкротств. И если регулируемые цены создавали искажения и дефицит на рынке, то фактический "запрет" на банкротства и уход с рынка неэффективных производств - навес неконкурентных мощностей.
Но были и исключения. Среди них - рынок нефтесервисных услуг. В 1950-60-е гг. основные мощности по бурению и обслуживанию скважин были сконцентрированы в Урало-Поволжье и на Украине. В 1970-е гг. добыча нефти в этих регионах начала падать, а спрос на нефтесервисные услуги резко сократился. При этом в Западной Сибири нужно было бурить все больше и больше. Но предприятия из Поволжья ("Татнефть", "Башнефть") не хотели расставаться с имеющимся парком оборудования, ремонтными предприятиями и техникумами, а их рабочие - переезжать в Сургут и Нижневартовск. Выходом стала вахта.
В начале 1970-х гг. "Главтюменнефтегаз", отвечающий за разработку нефтяных месторождений нефти в Тюменской области, самостоятельно бурил и обслуживал скважины. Но уже в 1977 г. вахтовики из "Татнефти", "Башнефти" и "Куйбышевнефти" прошли на месторождениях главка первые 17 тыс. м. Широкое привлечение вахтовиков позволило ускорить разработку Западно-Сибирской нефтяной провинции, став одной из последних инициатив Виктора Муравленко, легендарного главы "Главтюменнефтегаза". Сибирский главк не был пионером - с начала 1970-х гг. "Грузнефть" привлекала вахтовиков из Грозного и Краснодара, но объем выполняемых работ был небольшим, а сами вахты - краткосрочными.
К середине 1980-х гг. в Западной Сибири работали буровики не только из Башкирии и Татарии, но и из Украины, Белоруссии, Грозного. Вахтовики обеспечивали 40% всей проходки в бурении, занимались ремонтами скважин, а выполняемый ими объем работ превышал заказы на собственных месторождениях (в Поволжье, на Украине).
Вахтовая система позволила этим компаниям сохранить работников и компетенции, не превращаясь в "планово-убыточные" предприятия с раздутыми штатами. Вахтовая система пережила даже 1990-е гг. (при заметном сокращении масштабов) и сохраняется и сейчас - конечно, в меньших масштабах и при другой организации рабочих процессов.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #Нефтесервис
У советской экономики было много проблем. Егор Гайдар указывал, что многие из советских чиновников плохо ориентировались в данных по бюджету и платежному балансу, уделяя большее внимание АПК. К сельскому хозяйству, при этом, тоже были вопросы.
В реальном секторе - помимо высокой монополизации, планового распределения товаров и дефицита ресурсов, - важными проблемами были "жесткость" цен и "отсутствие" банкротств. И если регулируемые цены создавали искажения и дефицит на рынке, то фактический "запрет" на банкротства и уход с рынка неэффективных производств - навес неконкурентных мощностей.
Но были и исключения. Среди них - рынок нефтесервисных услуг. В 1950-60-е гг. основные мощности по бурению и обслуживанию скважин были сконцентрированы в Урало-Поволжье и на Украине. В 1970-е гг. добыча нефти в этих регионах начала падать, а спрос на нефтесервисные услуги резко сократился. При этом в Западной Сибири нужно было бурить все больше и больше. Но предприятия из Поволжья ("Татнефть", "Башнефть") не хотели расставаться с имеющимся парком оборудования, ремонтными предприятиями и техникумами, а их рабочие - переезжать в Сургут и Нижневартовск. Выходом стала вахта.
В начале 1970-х гг. "Главтюменнефтегаз", отвечающий за разработку нефтяных месторождений нефти в Тюменской области, самостоятельно бурил и обслуживал скважины. Но уже в 1977 г. вахтовики из "Татнефти", "Башнефти" и "Куйбышевнефти" прошли на месторождениях главка первые 17 тыс. м. Широкое привлечение вахтовиков позволило ускорить разработку Западно-Сибирской нефтяной провинции, став одной из последних инициатив Виктора Муравленко, легендарного главы "Главтюменнефтегаза". Сибирский главк не был пионером - с начала 1970-х гг. "Грузнефть" привлекала вахтовиков из Грозного и Краснодара, но объем выполняемых работ был небольшим, а сами вахты - краткосрочными.
К середине 1980-х гг. в Западной Сибири работали буровики не только из Башкирии и Татарии, но и из Украины, Белоруссии, Грозного. Вахтовики обеспечивали 40% всей проходки в бурении, занимались ремонтами скважин, а выполняемый ими объем работ превышал заказы на собственных месторождениях (в Поволжье, на Украине).
Вахтовая система позволила этим компаниям сохранить работников и компетенции, не превращаясь в "планово-убыточные" предприятия с раздутыми штатами. Вахтовая система пережила даже 1990-е гг. (при заметном сокращении масштабов) и сохраняется и сейчас - конечно, в меньших масштабах и при другой организации рабочих процессов.
#ThrowbackThursday #Нефтедобыча #Нефтесервис
Пробуренные, но не законченные скважины: есть ли DUC в России?
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).
В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".
В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?
#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча
Кофе и бензин
Полное прекращение публикации данных по российской нефтепереработке: лучшие практики Спустя три месяца после отказа от публикации данных по выпуску бензина Росстат полностью прекратил предоставлять информацию о производстве и запасах основных нефтепродуктов.…
Следуя лучшим: как в советское время исследователи получали данные и делали выводы
Несмотря на огромную роль, которую нефть играла и играет в российской экономике, исследований по истории нефтяной отрасли не так уж и много. В советское время это были "парадные" юбилейные издания - например, "Нефть СССР" под редакцией министра нефтяной промышленности Василия Динкова. После распада СССР официальную летопись (многотомную сагу "Вагит и его команда") разбавляют региональные истории и кандидатские диссертации по налоговому маневру.
Особняком стоят западные исследователи, многие из которых занимаются изучением российской нефтяной отрасли всю жизнь. Тейн Густавсон, один из наиболее титулованных, начинал в 1970-х гг. как ведущий сотрудник Rand Corp по СССР. А его первая большая монография Crisis Amid Plenty позволяет не только понять, как видел советскую нефтедобычу иностранный наблюдатель, но и как получать данные в условиях ограниченной информации. Так, например, для того, чтобы понимать, сколько нефти добывается в СССР, Густавсон изучал учебники географии, "Учительскую газету" и отраслевые многотиражки. Возможно, современным российским аналитикам не пригодится опыт работы в условиях ограниченного доступа к данным, но - в любом случае - могут быть интересны наблюдения об экономической и кадровой политике. Например, про то, как назначение главного "плановика" Валерия Грайфера в "Главтюменефтегаз" не стабилизировало ситуацию, а приблизило обвал нефтедобычи в Западной Сибири.
#FridayBook #Нефтедобыча #История
Несмотря на огромную роль, которую нефть играла и играет в российской экономике, исследований по истории нефтяной отрасли не так уж и много. В советское время это были "парадные" юбилейные издания - например, "Нефть СССР" под редакцией министра нефтяной промышленности Василия Динкова. После распада СССР официальную летопись (многотомную сагу "Вагит и его команда") разбавляют региональные истории и кандидатские диссертации по налоговому маневру.
Особняком стоят западные исследователи, многие из которых занимаются изучением российской нефтяной отрасли всю жизнь. Тейн Густавсон, один из наиболее титулованных, начинал в 1970-х гг. как ведущий сотрудник Rand Corp по СССР. А его первая большая монография Crisis Amid Plenty позволяет не только понять, как видел советскую нефтедобычу иностранный наблюдатель, но и как получать данные в условиях ограниченной информации. Так, например, для того, чтобы понимать, сколько нефти добывается в СССР, Густавсон изучал учебники географии, "Учительскую газету" и отраслевые многотиражки. Возможно, современным российским аналитикам не пригодится опыт работы в условиях ограниченного доступа к данным, но - в любом случае - могут быть интересны наблюдения об экономической и кадровой политике. Например, про то, как назначение главного "плановика" Валерия Грайфера в "Главтюменефтегаз" не стабилизировало ситуацию, а приблизило обвал нефтедобычи в Западной Сибири.
#FridayBook #Нефтедобыча #История
Добыча нефти в России: верить или нет?
По данным ОПЕК добыча нефти в России в августе упала более чем на 3% м/м, до 9,06 мбд. Как ОПЕК рассчитывает оценки нефтедобычи в России и насколько они близки к реальности?
Расчеты ОПЕК+ базируются на данных 7 наиболее авторитетных - по мнению организации - исследовательских агентств, в этот список входят Platts (вместе с кузенами из IHS), Argus, EIA, Energy Intelligence, а также Rystad Energy и WoodMac. Некоторые из них публикуют и комментируют свои оценки, что позволяет нам лучше понять, кто в этот раз оказался главным оптимистом.
Вероятно, самые консервативные оценки по российской добыче были у Argus. Это агентство оценило добычу нефти в России в августе в 8,98 мбд. Точно такими же, по данным BBG, были официальные оценки российского Минэнерго, которые британское агентство - как и остальные 6 secondary sources, - могло узнать из рассылаемого российским ведомством официального сообщения. С другой стороны - в пятницу вечером выбор между сложными расчетами и переписыванием пресс-релиза как никогда очевиден.
Platts и EIA, опубликовавшие свои оценки лишь вчера, были более оптимистичны. По расчетам EIA добыча в России остается выше 9 мбд, хотя снижение за месяц было заметным, сходную динамику видит и Platts. Но Platts точно не был самым большим оптимистом в выборке ОПЕК (из трех публичных источников два дали оценки ниже средней из бюллетеня). Вероятно, кто-то из secondary sources совсем не верит российскому Минэнерго. Кто он, на какие данные опирается и насколько он близок к реальности в условиях, когда российское министерство бросило все силы на выполнение соглашения с ОПЕК+?
#Нефтедобыча #Platts
По данным ОПЕК добыча нефти в России в августе упала более чем на 3% м/м, до 9,06 мбд. Как ОПЕК рассчитывает оценки нефтедобычи в России и насколько они близки к реальности?
Расчеты ОПЕК+ базируются на данных 7 наиболее авторитетных - по мнению организации - исследовательских агентств, в этот список входят Platts (вместе с кузенами из IHS), Argus, EIA, Energy Intelligence, а также Rystad Energy и WoodMac. Некоторые из них публикуют и комментируют свои оценки, что позволяет нам лучше понять, кто в этот раз оказался главным оптимистом.
Вероятно, самые консервативные оценки по российской добыче были у Argus. Это агентство оценило добычу нефти в России в августе в 8,98 мбд. Точно такими же, по данным BBG, были официальные оценки российского Минэнерго, которые британское агентство - как и остальные 6 secondary sources, - могло узнать из рассылаемого российским ведомством официального сообщения. С другой стороны - в пятницу вечером выбор между сложными расчетами и переписыванием пресс-релиза как никогда очевиден.
Platts и EIA, опубликовавшие свои оценки лишь вчера, были более оптимистичны. По расчетам EIA добыча в России остается выше 9 мбд, хотя снижение за месяц было заметным, сходную динамику видит и Platts. Но Platts точно не был самым большим оптимистом в выборке ОПЕК (из трех публичных источников два дали оценки ниже средней из бюллетеня). Вероятно, кто-то из secondary sources совсем не верит российскому Минэнерго. Кто он, на какие данные опирается и насколько он близок к реальности в условиях, когда российское министерство бросило все силы на выполнение соглашения с ОПЕК+?
#Нефтедобыча #Platts
Добыча ОПЕК+: как меняется взгляд рынка на планы участников соглашения?
В последние месяцы на первый план - в который раз - вышла тема охлаждения экономики и замедления спроса на нефть. Среди последних новостей - снижение ОПЕК прогноза спроса на 80 тыс. барр. в день (тбд), величины (4 млн т в пересчете на год), которую сложно будет отличить от статпогрешности. Дополнительную информацию о текущей оценке ситуации на рынке может дать анализ прогнозов по предложению, в т.ч. по добыче ОПЕК+.
Сама ОПЕК традиционно (чтобы не вступать в противоречие с заявленной квотой) не дает оценок по участникам соглашения, но прогнозы добычи по ОПЕК+ публикуют EIA, МЭА и другие исследовательские организации. Несмотря на снижение мировых цен на нефть, EIA и МЭА существенно не понижали оценок по добыче ОПЕК+ (данные по ОПЕК и не-ОПЕК, включая Мексику, но исключая Иран, Ливию и Венесуэлу, пока не подпадающие под квоты), а значит, не ожидают, что ОПЕК+ придется "быстро действовать", оперативно сокращая добычу. Тем не менее, по сравнению с концом 2023 г. прогнозы по добыче были сокращены более чем на 1 мбд. До стремительного сокращения 1980-х гг. пока далеко, но тренд на постепенное и постоянное снижение квот уже обозначен. А значит, для некоторых участников соглашения квоты могут стать действительно эффективным кэпом, ведь в условиях постоянного "сдвига вправо" и краткосрочного планирования инвестиции в большие проекты могут оказаться замороженными.
#Нефтедобыча #ОПЕК #Квоты
В последние месяцы на первый план - в который раз - вышла тема охлаждения экономики и замедления спроса на нефть. Среди последних новостей - снижение ОПЕК прогноза спроса на 80 тыс. барр. в день (тбд), величины (4 млн т в пересчете на год), которую сложно будет отличить от статпогрешности. Дополнительную информацию о текущей оценке ситуации на рынке может дать анализ прогнозов по предложению, в т.ч. по добыче ОПЕК+.
Сама ОПЕК традиционно (чтобы не вступать в противоречие с заявленной квотой) не дает оценок по участникам соглашения, но прогнозы добычи по ОПЕК+ публикуют EIA, МЭА и другие исследовательские организации. Несмотря на снижение мировых цен на нефть, EIA и МЭА существенно не понижали оценок по добыче ОПЕК+ (данные по ОПЕК и не-ОПЕК, включая Мексику, но исключая Иран, Ливию и Венесуэлу, пока не подпадающие под квоты), а значит, не ожидают, что ОПЕК+ придется "быстро действовать", оперативно сокращая добычу. Тем не менее, по сравнению с концом 2023 г. прогнозы по добыче были сокращены более чем на 1 мбд. До стремительного сокращения 1980-х гг. пока далеко, но тренд на постепенное и постоянное снижение квот уже обозначен. А значит, для некоторых участников соглашения квоты могут стать действительно эффективным кэпом, ведь в условиях постоянного "сдвига вправо" и краткосрочного планирования инвестиции в большие проекты могут оказаться замороженными.
#Нефтедобыча #ОПЕК #Квоты
Нефтяные компании США снижают планы по добыче на 2025 г.
ФРБ Далласа в сентябрьском опросе нефтяных компаний, работающих в на американском Юге, включая Техас и побережье Мексиканского залива, зафиксировал увеличение добычи нефти (диффузный индекс увеличился до 7,9 п., + 6,8 п. к/к) при заметном росте пессимизма в оценке перспектив (соответствующий индекс упал до -12,1 п., сразу на 22 п. к/к) и "общей неопределенности". Ухудшение оценок будущего уже транслируется в снижение капитальных расходов и сокращению уровня использования нефтесервисного оборудования (-20,9 п. в III квартале, падение сразу на 31,8 п. к/к).
Наряду с общими вопросами, ФРБ Далласа в сентябре провел опрос нефтяных компаний о проблемах с подключением к сети и "электрификации" нефтепромыслов. Сейчас лишь 18% компаний подключили добычное оборудование к электросети, еще 37% планируют полную или частичную "электрификацию". Крупные нефтяные компании чаще полагаются на собственные силы, что связано не только с большим объемом доступных ресурсов, но и со сложностью подключения крупных проектов к электросетям. Установленные нормативы по подключению объектов в течение 3-х месяцев с подачи заявки не выполняются, сейчас в Техасе компании ожидают присоединения к сетям в течение 12-18 месяцев. При этом поставка оборудования может занимает 2-3 и даже 5 лет, что ограничивает стремление нефтяников перейти на централизованное энергоснабжение. Это, а также рост организованной преступности в регионе, погружает американских нефтяников в тоску, заставляя их цитировать афоризмы Хэмингуя о банкротстве.
Вряд ли ситуация настолько плоха, но вот то, что цикл роста добычи в Permian близок к завершению, - весьма вероятно.
#США #Нефтедобыча #Permian
ФРБ Далласа в сентябрьском опросе нефтяных компаний, работающих в на американском Юге, включая Техас и побережье Мексиканского залива, зафиксировал увеличение добычи нефти (диффузный индекс увеличился до 7,9 п., + 6,8 п. к/к) при заметном росте пессимизма в оценке перспектив (соответствующий индекс упал до -12,1 п., сразу на 22 п. к/к) и "общей неопределенности". Ухудшение оценок будущего уже транслируется в снижение капитальных расходов и сокращению уровня использования нефтесервисного оборудования (-20,9 п. в III квартале, падение сразу на 31,8 п. к/к).
Наряду с общими вопросами, ФРБ Далласа в сентябре провел опрос нефтяных компаний о проблемах с подключением к сети и "электрификации" нефтепромыслов. Сейчас лишь 18% компаний подключили добычное оборудование к электросети, еще 37% планируют полную или частичную "электрификацию". Крупные нефтяные компании чаще полагаются на собственные силы, что связано не только с большим объемом доступных ресурсов, но и со сложностью подключения крупных проектов к электросетям. Установленные нормативы по подключению объектов в течение 3-х месяцев с подачи заявки не выполняются, сейчас в Техасе компании ожидают присоединения к сетям в течение 12-18 месяцев. При этом поставка оборудования может занимает 2-3 и даже 5 лет, что ограничивает стремление нефтяников перейти на централизованное энергоснабжение. Это, а также рост организованной преступности в регионе, погружает американских нефтяников в тоску, заставляя их цитировать афоризмы Хэмингуя о банкротстве.
Вряд ли ситуация настолько плоха, но вот то, что цикл роста добычи в Permian близок к завершению, - весьма вероятно.
#США #Нефтедобыча #Permian