Прирост импорта во многом связан с нехваткой сернистого сырья (с содержанием серы свыше 0,5%), возникшего из-за санкций в отношении венесуэльской PDVSA, под влиянием которых поставки нефти из Венесуэлы в США снизились с 506 тыс. б/с в 2018 г. до 82 тыс. б/с в 2019 г. и нуля в 2020-2021 гг. Сокращение импорта создало риски для американских НПЗ, расположенных на побережье Мексиканского залива, в так называемом третьем нефтяном управлении округов обороны (PADD 3), на долю которого приходится около половины действующих в США нефтеперерабатывающих мощностей.
Единство в сере и плотности
Эти НПЗ исторически ориентированы на нефть, поступающую из Канады, Мексики и Венесуэлы, для чьих экспортных сортов характерно высокое содержание серы: к примеру, у Western Canadian Select оно составляет 3,57%, у мексиканского сорта Maya – 3,33%, а у венесуэльского сорта Mesa 30 – 1,01%, согласно данным S&P Global Platts. В 2015 г. на долю трех этих стран приходилось 53% импорта нефти в PADD 3 (1,71 млн б/с из 3,18 млн б/с). Вынужденный уход Венесуэлы с американского рынка заставил местные НПЗ нарастить поставки не только из Канады и Мексики (доля этих двух стран в импорте нефти в PADD 3 в 2020 г. достигла 62%, а за первые одиннадцать месяцев 2021 г. – 67%), но также из России, доля которой за тот же период выросла с 1% до 4%.
Эта взаимосвязь видна и по данным о сернистости сырья, поступающего на переработку: в ноябре 2021 г. среднее содержание серы в нефти, перерабатываемой американскими НПЗ, составляло 1,31%, при этом для НПЗ, расположенных на побережье Мексиканского залива, этот показатель и вовсе был равен 1,5%. Для сравнения: содержание серы в западно-техасском сорте WTI не превышает 0,2%). Для перехода на низкосернистую нефть американским НПЗ потребуется технологическая перестройка, однако она неизбежно повлечет за собой издержки, избежать которые можно за счет поиска новых поставщиков нефти с высоким содержанием серы.
В этой связи доля России в импорте PADD 3 может увеличиться еще сильнее, тем более что мексиканская Pemex собирается отказаться от экспорта нефти в 2023-2024 г. К этому времени на полную мощность выйдет нефтеперерабатывающий завод Дос-Бокас на восточном побережье Мексики (мощностью 320 тыс. б/с), а также нефтехимический комплекс «Кангрехера», который будет производить ароматические углеводороды, в том числе бензол и толуол, являющиеся промежуточным сырьем для кетонов (ацетон) и альдегидов (формальдегид, ванилин).
Уход Мексики с рынка осложнит для НПЗ в PADD 3 выпуск нефтепродуктов, в производстве которых важным подспорьем является высокая сернистость нефти. «Это дизельное топливо; моторные и трансмиссионные масла; парафины и полироли; мазут для морского транспорта, промышленных предприятий и котельных; тяжелые нефтяные остатки, такие как битум для дорог и крыш», – констатирует Джон Чен, профессор Университета Калгари.
При этом российский сорт Urals ближе, чем Brent, к мексиканскому Maya как по содержанию серы (1,36% против 0,4% и 3,33% соответственно), так и по плотности, которая измеряется в градусах API (чем ниже градус, тем выше плотность): если у Brent плотность составляет 37,5 градуса API, то у Urals – 31,3, а у Maya – 21,7.
На смену персам
Urals еще больше схож с двумя иранскими экспортным сортами – Iran Light (содержание серы – 1,58%, плотность – 33 градуса API) и Iran Heavy (3,29% и 29 градусов API соответственно). США в ноябре 2018 г. ввели эмбарго эмбарго на импорт нефти из Ирана, предоставив временное исключение для крупнейших восьми потребителей иранской нефти, в том числе Италии, Греции и Турции. Послабления для этих стран были отменены в апреле 2019 г., в результате морские поставки нефти из Ирана снизились с 37,4 млн т в 2017 г. до 25,4 млн т в 2018 г. и 3,1 млн т в 2019 г. (здесь и далее данные Refinitiv, если не указано иное). При этом в 2019 г. единственным импортером иранской нефти в Европе оставалась Турция, но и она в 2020 г. снизила импорт практически до нуля.
Как следствие, Европа столкнулась с угрозой дефицита сернистой нефти, преодолеть которую помогли российские производители: морской импорт нефти из России в Европу увеличился в 2019 г. на 5% (до 150,2 млн т против 142,6 млн т в 2018 г.). Росту поставок не помешал даже кризис с качеством сырья в трубопроводной системе «Транснефти», из-за которого в третьем квартале 2019 г. резко упал объем перевалки нефти в порту Усть-Луга (до 3,7 млн т против 8,6 млн во втором квартале). Однако риск дефицита привел к сокращению дисконта Urals по отношению к Brent: если в 2018 г. он составлял в среднем $1,5 за баррель, то в 2019 г. – чуть менее $0,9.
Ценовое сближение двух основных европейских бенчмарков происходит и в начале 2022 г.: если в первой половине января 2022 г. Urals торговался к Brent с дисконтом в $1,9 за баррель, то к концу месяца он сократился до $0,2 за баррель. Гипотетические риски ограничений на экспорт нефти из России подогревают стоимость Urals, который, по сообщениям S&P Global Platts, остается основным сырьем для ряда НПЗ в Северо-Западной и Средиземноморье.
Российская легкая нефть
Впрочем, ограничения на поставку нефти из России могут создать риски и для азиатских рынков, на которые экспортируются легкосернистые российские сорта. В их числе – ESPO (сернистостью от 0,58% до 0,65%), который поставляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий Океан», а также сахалинские сорта Sokol (0,26%) и Sakhalin Blend (0,16%, по данным S&P Global Platts). Нефть сорта ESPO отгружается в дальневосточном порту Козьмино: из 32 млн т нефти, отправленной на экспорт через этот порт в 2021 г., 72% пришлось на Китай, 10% — на Южную Корею, 7% — на Японию, а остальные 11% – на прочие страны Азиатско-Тихоокеанского региона, следует из данных Refinitiv.
Во многом схожая география характерна и для нефти марки Sokol, в экспорте которой через порт Де-Кастри в 2021 г. (10,6 млн т) преобладали поставки в Южную Корею (86%), Японию (12%) и Китай (2%). Это лишний раз подчеркивает, что Россия – важный игрок на нефтяном рынке, от поставок которого зависят потребители как в Азии, так и в Европе и Северной Америке.
