Развалины рынка: почему нефтяные цены на биржах потеряли смысл

Система мировой нефтяной торговли всё больше фрагментируется. Разница в ценах между схожими сортами нефти может оказываться полуторакратной, а некоторые регионы уже привыкли платить больше, чем другие. По сути, ценовые бенчмарки стали весьма условными индикаторами, а невидимые колебания конкретных контрактов — куда более существенными, чем биржевые цены. Насколько сильно война в Заливе расколола мир и какой эффект эта разница даст в обозримом будущем для глобальной торговли — в материале «Известий».

Многие десятилетия (начиная с 1970–1980-х годов) мировой рынок нефти функционировал как единый механизм. Цены формировались вокруг нескольких ключевых эталонов (бенчмарков) — североморского Brent, американского WTI и ближневосточного Dubai/Oman. Разница в стоимости между сотнями различных сортов нефти по всему миру, безусловно, существовала всегда. Однако этот разрыв определялся главным образом физико-химическими свойствами сырья — плотностью и содержанием серы. Легкая и малосернистая нефть стоила дороже, так как из нее проще получить бензин и авиакеросин, а тяжелая и сернистая продавалась с дисконтом из-за более сложной переработки. Разница могла составлять несколько процентов, в этой картине существовали отдельные региональные нюансы, но в целом рынок был предсказуемым.

Ценовые перекосы быстро устранялись механизмом товарного арбитража, а транспортные издержки были минимальными. До начала боевых действий на Ближнем Востоке транспортировка одного барреля по морю обходилась в среднем менее чем в $3. Если нефть в Азии внезапно дорожала по отношению к Европе, трейдеры загружали супертанкеры класса VLCC в Атлантике и отправляли их на восток, зарабатывая на разнице котировок и быстро возвращая рынок в состояние равновесия.

Блокировка Ормуза и проблемы в Баб-эль-Мандебском проливе в последние полгода привели к развалу устоявшейся модели. Главным ценообразующим фактором стала логистика. Ставки морского фрахта и страховые премии за военные риски достигли заградительных значений. По приблизительным оценкам отраслевых экспертов, средняя стоимость транспортировки барреля сырой нефти по межрегиональным маршрутам взлетела до $20–25.

Арбитражное окно закрылось. Перемещение объемов между макрорегионами потеряло немалую часть коммерческого смысла, а единое пространство распалось на зоны острого дефицита и локального профицита. Нефть теперь может быть одновременно и экстремально дорогой, и аномально дешевой — всё зависит от того, где находится покупатель.

В Северной и Южной Америке сформировался избыток сырья. Канадская нефть сорта Western Canadian Select, которая традиционно поставлялась на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) американского Среднего Запада, а ее излишки отправлялись на экспорт в Азию, оказалась заперта на континенте. Высокая стоимость фрахта сделала рейсы из портов Мексиканского залива или западного побережья Канады в Азиатско-Тихоокеанский регион нерентабельными. Оставшись без внешних рынков сбыта, сорт WCS продается по ценам около $70 за баррель, с рекордным дисконтом к мировым бенчмаркам. Средняя цена американской сланцевой нефти на побережье Мексиканского залива удерживается в районе $100.

Западноафриканские сорта (добываемые в Нигерии и Анголе) также торгуются с беспрецедентными скидками — зачастую на $10–20 дешевле Brent. Это объясняется дороговизной их доставки ключевым потребителям в Индии и Китае.

В энергодефицитных регионах картина противоположная. Европейские НПЗ вынуждены переплачивать за сырье из близлежащих источников, чтобы минимизировать транспортные расходы. Brent, добываемый в Северном море в нескольких сотнях миль от главного европейского хаба в Роттердаме, торгуется с огромной премией именно из-за короткого плеча доставки. Его цена в Европе достигает $125 за баррель. Азиатские импортеры находятся в еще более сложном положении: оманская нефть, доставляемая на юг Китая, оценивается ближе к $150 за баррель из-за колоссальных рисков прохода через перекрытые проливы.

Российская нефтяная отрасль также столкнулась с глубокой фрагментацией ценообразования. До 2022 года цена основного экспортного сорта Urals формировалась в европейских портах с понятным и стабильным дисконтом к Brent. После переориентации поставок на восток ее структура стала зависеть от маршрута и транспорта.

В 2026 году разрыв в стоимости российских сортов стал особенно заметным. Нефть ВСТО (ESPO), отгружаемая из порта Козьмино на Дальнем Востоке, пользуется ажиотажным спросом у китайских независимых НПЗ. Этот маршрут полностью свободен от ближневосточных рисков, а срок доставки до портов КНР составляет всего несколько дней. За счет логистической безопасности партии ESPO торгуются с минимальным дисконтом или с премией к другим региональным эталонам, принося экспортерам высокую доходность даже в условиях санкций.

Ситуация с Urals, отгружаемым из портов Балтики и Черного моря, выглядит иначе. Чтобы доставить эту нефть в Индию или Китай, танкерам приходится огибать Африку. Стоимость фрахта на таком длинном маршруте съедает значительную часть прибыли поставщиков. Цена Free on Board (то есть при погрузке в российском порту) снижается из-за высоких транспортных затрат (на днях она упала почти до $80 за баррель), однако стоимость для конечного покупателя в индийском порту с учетом доставки и страховки остается крайне высокой. В октябре она иногда превышала $130 за баррель.

В таких условиях резко возрастает стратегическое значение Северного морского пути. Летне-осенняя навигация позволяет российским компаниям доставлять сырье в Азию быстрее и безопаснее, чем южным маршрутом, что дает возможность удерживать экспортные доходы на приемлемом уровне. Тем не менее общая для всего рынка проблема дорогой логистики затрагивает и отечественные компании, снижая рентабельность поставок из европейской части РФ.

Соединенные Штаты являются в какой-то степени главным бенефициаром сложившейся обстановки. США закрывают 75% своих потребностей в импорте за счет поставок из Канады, Мексики и Венесуэлы — стран, чья нефть почти никуда не уходит из Западного полушария и продается со значительными скидками. Совокупный счет за сырье для американских НПЗ держится ниже $100, в то время как европейская и азиатская промышленность вынуждена работать в условиях цен от $120 до $160. При этом стоит понимать, что Америка по гамбургскому счету скорее теряет меньше других, чем что-то приобретает.

Единого мирового рынка нефти в данный момент не существует. Биржевые индикаторы вроде ICE Brent или NYMEX WTI превратились в сугубо локальные ориентиры, которые не отражают реальную стоимость энергии для большей части планеты. Для каждого государства-импортера сформировалась своя собственная цена, зависящая от длины безопасного морского маршрута.

Если военные конфликты в Персидском заливе и акватории Красного моря примут затяжной характер и продлятся до конца текущего года, регионализация сырьевых рынков закрепится окончательно. Страны Евразии столкнутся с долгосрочным снижением промышленной конкурентоспособности из-за перманентно дорогого сырья. Импортерам придется закладывать в производственный цикл двукратный рост логистических издержек (не только прямой стоимости транспортировки, но и страховки), что неизбежно приведет к новому витку инфляции в Восточном полушарии при сохранении относительной стабильности в Северной Америке.