В условиях рекордного разрушения спроса на нефть и нефтепродукты и массированного сокращения бюджетов нефтегазовых компаний по всему миру есть один важный момент, не связанный напрямую с собственной операционной инерцией отрасли, хотя она крайне важна. Например, на сланцевых активах текущая инерция формируется из-за наличия пусть и короткого, но явного цикла бурение скважины - заканчивание, наличия контрактных ограничений с сервисными компаниями и кустового способа бурения (скважины не одиноко стоят в поле). Плюс все сланцевые компании, кто прилично хеджировался финансово, по-сути получили все деньги от хеджа сразу в марте, что оставляет некоторое пространство для маневра и немного времени понаблюдать за развитием ситуации. Согласно вчерашней статистике DOE - добыча нефти в США все еще не упала (!), хотя как бы уже почти месяц прошел с обвала цен, а с начала весомого падения цен на нефть и того больше.
На активах с долгим циклом производства и огромными апфронт-капексами бывает проще завершить работы и начать качать нефть, если кеш-косты позволяют работать в прибыль (и многим пока позволяют), чем полностью замораживать полуготовый проект. Все первые пересмотры годового бюджета компаниями - это как и в прошлый раз, инвестиции в проекты на начальных стадиях, высокорискованная геологоразведка и т.д. То есть все, что относительно безболезненного для краткосрочного производства. А где-то, как на новом и крупнейшем месторождении нефти в Норвегии, даже есть решение о расширении добычи, ведь удельные затраты на баррель продукции становятся меньше. И тут главное, что эту нефть пока что еще есть куда продать (и она схожа с Юралсом по свойствам кстати).
При этом к нынешнему падению цен компании из сервисной части нефтегазового бизнеса пришли с уже и так невысокими ставками. По разным оценкам утрамбовка стоимости сервисов по ценам работ с тех самых тучных времен лежит в районе 20-40%. Кроме того, серьезно снизить breakeven price по новым проектам, особенно deepwater offshore, удалось за счет принятых компаниями-операторами мер по унификации, стандартизации оборудования и общему повышению эффективности работ. Все это вдобавок происходило на фоне массового хайгрейдинга. То есть мы, вообще говоря, воочию наблюдали некий глобальный цикл снижения стоимостей разработки и добычи нефти. Но текущие цены на нефть, особенно с учетом влияния дисконтов, уже сильно ниже цен окупаемости полного цикла, но все еще выше средних кеш-костов (без налогов). То есть отрасль в целом, и особенно ее дорогая и самая технологически емкая часть (а за счет нее и прирастала добыча все эти годы), конечно готовилась к возможным downturns, о чем бодро рапортовала в отчетах акционерам. Но не к такому коллапсу. Выжать из сервисов еще более крупных, двузначных в процентах, скидок далеко не факт что массово получится, многие и так еле сводят концы с концами, их акции копают многолетние минимумы, некоторые уже обанкротились и много чего из активных сегментов распродали (Weatherford). Есть даже вероятность, что при слишком низких ценах проще будет прекратить сервисные работы совсем, до лучших времен.
Отдельным странам, конечно, может помочь сильная девальвация национальных валют, но для этого надо иметь собственный развитой и конкурентоспособный сервисный рынок, плюс местные компании производящие оборудование с высокой степенью локализации, чем, к примеру, не могут похвастаться многие из стран ОПЕК, с преимущественно deepwater production. Навскидку, под критерии подходят Норвегия, Канада, РФ, частично Бразилия. Причем ведь и там работают мультинациональные компании из большой четверки, желающие долларовой выручки.
Объективное желание многих производителей продержаться как можно дольше, на фоне умирающих конкурентов, в ситуации ценовых войн и исторического переизбытка предложения, может привести к тому, что для разруливания клубка противоречий невидимой руке рынка “придется” двинуть цены на нефть еще ниже. И тогда негативных последствий будет гораздо больше.
Начать дискуссию