Среди ключевых трендов нефтяного рынка – стабилизация дисконта Urals к Brent: если в марте он увеличился с $3,6 до $26,5 за баррель, а в апреле – до $35,3 за баррель, то в мае – снизился до $33,6 за баррель ($78,8 против $112,4 за баррель, согласно данным Минфина и Всемирного банка)
Тенденция:
Среди ключевых трендов нефтяного рынка – стабилизация дисконта Urals к Brent: если в марте он увеличился с $3,6 до $26,5 за баррель, а в апреле – до $35,3 за баррель, то в мае – снизился до $33,6 за баррель ($78,8 против $112,4 за баррель, согласно данным Минфина и Всемирного банка).
• Майская стабилизация дисконта отражает «промежуточный» статус-кво на европейском нефтяном рынке: трейдеры «привыкли» закладывать в стоимость Urals двузначную скидку, но еще не перестали закупать российское сырье, на долю которого в 2021 г. пришлось 26% «внешнего» импорта нефти в ЕС, Великобритании и Норвегии (без учета торговли нефтью внутри Европы). Для сравнения: доля США составляла 12%, Ливии – 10%, Казахстана – 9%, Нигерии – 8%, а всех прочих поставщиков – 35%, согласно данным Центра по международной торговли ЮНКТАД/ВТО.
• Двузначный дисконт, сам по себе, – не уникальное явление: например, в кризисном для мировой экономики 2020 г. средняя стоимость одного из ключевых канадских сортов нефти – Western Canadian Select (WCS) – была на 30% ниже, чем у WTI ($27,6 против $39,5 за баррель), и на 35%, чем у Brent ($42,3 за баррель). Дисконт WCS к WTI в периоды роста мировых цен увеличивается до $20-25 за баррель, а то и $30 за баррель, и виной тому – инфраструктурные ограничения на экспорт канадской нефти, которая из-за дефицита трубопроводных мощностей «заперта» на североамериканском рынке.
• Снизить дисконт WCS к WTI могло строительство трубопровода Keystone XL, который должен был стать частью трубопроводной системы Keystone, призванной, в том числе, обеспечить прокачку нефти из ключевой для канадской нефтяной отрасли провинции Альберта к портам на побережье Мексиканского залива. Однако этот сценарий был перечеркнут запретом на сооружение Keystone XL, на который в январе 2021 г. пошел президент США Джозеф Байден.
Прогноз ИРТТЭК:
• Дальнейшая величина дисконта Urals к Brent будет во многом зависеть от исхода переговоров по иранской ядерной сделке, которые могут позволить Ирану вернуться на нефтяной рынок, куда страна до эмбарго поставляла 2,6 млн баррелей нефти в сутки (б/с), что сопоставимо с объемом прошлогодних поставок российской нефти в Европу (2,2 млн б/с). Ключевой иранский экспортный сорт Iranian Light близок по содержанию серы (1,46%) к Urals (1,44%), а потому в возвращении Ирана на нефтяной рынок должны быть особенно заинтересованы операторы европейских НПЗ, мощности которых «настроены» на переработку высокосернистого сырья.
• Однако выход иранской нефти на европейский рынок вовсе не предопределен: переговоры по ядерной сделке в нынешнем году несколько раз приостанавливались. Поэтому более вероятным является сценарий, при рост предложения на европейском рынке будет обеспечен за счет поставок из Саудовской Аравии и Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ) – стран, которые в апреле 2022 г. добывали на 2,1 млн б/с нефти меньше, чем в апреле 2020 г., когда «старая» сделка ОПЕК+ уже развалилась, а новая, подписанная на старте пандемии COVID-19, еще не вступила в силу.
• Саудовская Аравия и ОАЭ поставляют преимущественно нефть легкосернистых сортов: например, эмиратский сорт Murban (0,79%) по содержанию серы ближе к Brent (0,40%), чем к Urals (1,44%). Поэтому на европейском рынке по мере вступления в силу эмбарго на морские поставки нефти из РФ будут возрастать риски дефицита высокосернистых сортов. Это будет способствовать сокращению дисконта Urals к Brent, особенно с учетом проблем альтернативных поставщиков высокосернистого сырья: в частности, Венесуэлы, где в случае снятия санкций с PDVSA прирост добычи в ближайший год будет весьма скромным (с апрельских 0,7 млн б/с до 1,4 млн б/с), при том что даже эти объемы «пойдут», скорее, на американский, чем на европейский рынок.
