Меньше нефти, больше денег: что война в Заливе означает для SOCAR и глобальной нефтяной отрасли

Война в Заливе может положить конец десятилетию бережливости в мировой нефтяной отрасли и запустить новый инвестиционный цикл.

К такому выводу приходит The Economist в статье от 13 сентября.

Для Азербайджана, где добыча нефти по объективным причинам снижается уже полтора десятилетия, эта логика имеет прямое практическое значение.

Вопросы, которые кризис ставит перед мировыми мейджорами, стоят и перед SOCAR, и перед государством как ее единственным владельцем.

Десять лет бережливости

Чтобы понять, что происходит с отраслью сейчас, нужно вернуться в середину 2010-х годов. До 2014 года нефть несколько лет держалась выше $100 за баррель, и компании охотно вкладывались в дорогие проекты: глубоководный шельф, арктические месторождения, нефтеносные пески.

Затем рынок перевернулся. Сланцевая революция превратила США в одного из крупнейших производителей, ОПЕК в ноябре 2014 года отказалась сокращать добычу, и к началу 2016 года Brent упала ниже $30. Проекты, начатые при $100, оказались убыточными, компании списали десятки миллиардов долларов, а вес энергетики на фондовом рынке сократился почти вдвое. Акционеры запомнили этот урок надолго.

С тех пор в отрасли действует негласное правило: свободные деньги идут на погашение долга и выплаты владельцам, а не на новые скважины. Это правило пережило даже 2022 год. Когда после вторжения России в Украину нефть поднялась выше $120, капитальные затраты компаний выросли, но денежный поток рос быстрее, и излишек снова ушел на долги и дивиденды.

По оценке The Economist, заметная часть роста инвестиций тогда объяснялась не реальным расширением бурения, а подорожанием самих буровых работ и сервисов. Компании платили больше, но бурили ненамного больше.

Затем цены пошли вниз, и маятник качнулся в другую сторону. В течение полутора лет перед войной в Заливе компании снова начали занимать, чтобы не урезать выплаты акционерам и профинансировать уже взятые обязательства. Но бесконечно поддерживать дивиденды в долг невозможно. Накануне войны крупнейшие компании все же объявили о сокращении совокупных выплат на 11%, в основном за счет отмены программ обратного выкупа акций, отмечает Аластер Сайм из Citigroup. Специальные дивиденды небольших компаний, часто оплаченные заемными деньгами, тоже выглядели неустойчивыми, и инвесторы готовились к худшим временам.

2026 год, по прогнозам, должен был стать для нефтяников тяжелым: Brent ожидали ниже $60 на фоне перепроизводства. Война опрокинула прогноз и подняла цены выше $100. Акции нефтегазовых компаний с начала года выросли на 40% при росте рынка в целом на 12%. Совокупная прибыль семи крупнейших западных компаний и Aramco во втором квартале удвоилась и достигла $91 млрд.

Но и эти деньги отрасль предпочла тратить по старой схеме.

Пятерка крупнейших компаний (ExxonMobil, Chevron, Shell, bp и TotalEnergies) только за второй квартал сократила чистый долг на $36 млрд, почти на 20%. Все они, кроме bp, сохранили или увеличили выплаты акционерам. На расширение почти ничего не осталось: запасы денежных средств у мейджоров с конца 2025 года практически не изменились, а руководители компаний заверяют инвесторов, что сверхдоход достанется именно им, а не новым проектам.

Почему так больше продолжаться не может

Главный тезис The Economist заключается в том, что на этот раз бережливость упирается в физический предел. Чтобы понять его, нужно знать одну особенность нефтяной отрасли, о которой редко говорят за ее пределами.

Добыча на любом месторождении после выхода на пик начинает естественно снижаться: падает пластовое давление, в скважины прорывается вода. Поэтому отрасль похожа на человека, бегущего вверх по эскалатору, который едет вниз. Чтобы просто стоять на месте, нужно постоянно вводить новые мощности.

Масштаб этого эффекта хорошо показывает прошлогодний доклад Международного энергетического агентства. По его оценке, почти 90% ежегодных инвестиций в разведку и добычу с 2019 года уходит на компенсацию падения на действующих месторождениях, а не на удовлетворение растущего спроса. Если бы инвестиции прекратились полностью, мировая добыча нефти падала бы на 8% в год. Темпы спада сильно различаются: крупнейшие наземные месторождения Ближнего Востока теряют меньше 2% в год, а небольшие морские месторождения в Европе - в среднем больше 15%.

Отсюда и эффектная формулировка The Economist: каждые два года истощение месторождений отнимает у мира объем, равный всей добыче Саудовской Аравии.

Заменять его все труднее, потому что крупных открытий в последние годы мало. К 2040 году суточная добыча нефти и газа может сократиться на 31 млн баррелей, почти на пятую часть от нынешнего уровня. По оценке Wood Mackenzie, у 70 компаний добыча может упасть вдвое.

По сути, это цена десятилетия недоинвестирования. Деньги, которые годами уходили акционерам, не превратились в разведку, и теперь это оборачивается нехваткой запасов. Инвестировать отрасли придется в любом случае, и это уже вопрос выживания компаний, а не ставка на высокие цены.

Война дает для этого сразу две вещи: деньги на балансах и повод. Геополитические потрясения и желание снизить зависимость от Ближнего Востока, по словам Пола Хикина из Petroleum Economist, сами по себе усиливают аргументы в пользу инвестиций. В США у администрации, благосклонной к бурению и сделкам, осталось меньше двух лет.

Первые признаки поворота уже видны.

Вместо того чтобы сразу покупать лицензии и брать на себя обязательства по инвестициям, мейджоры набирают огромные площади и анализируют их с помощью искусственного интеллекта, выбирая, где бурить. Все чаще встречаются так называемые farm-down сделки, при которых национальная нефтяная компания привлекает иностранную к разведке в обмен на долю в проекте, в том числе потому, что правительства хотят поднять собственную добычу.

Ускоряются и слияния: за последние два месяца объявлено шесть сделок дороже $1 млрд. Боб Бракетт из Bernstein объясняет это тем, что покупатели и продавцы привыкли к мысли о долгих высоких ценах и им стало проще договариваться об оценке активов. Дэн Пикеринг из Pickering Energy Partners отмечает, что крупные компании уже переварили поглощения начала 2020-х. За активами охотятся и частные фонды, трейдеры, японские компании.

Оговорку журнал делает сам. Хассан Эльтори из S&P Global обращает внимание, что мультипликаторы нефтяных компаний (отношение их стоимости к денежному потоку) остались на довоенном уровне. Иначе говоря, рынок видит в росте акций эффект высокой цены, а не долгосрочное улучшение перспектив отрасли. Спрос на нефть непредсказуем, разведка может разочаровать, крупных целей для покупки мало. И все же, заключает The Economist, кризис дает отрасли шанс сменить курс.

Что это значит для Азербайджана

Логика The Economist ложится на Азербайджан почти зеркально, с одной важной поправкой: у SOCAR один акционер - государство. Поэтому вопросы, которые у мейджоров решают советы директоров и инвесторы, в азербайджанском случае становятся вопросами государственной экономической политики.

Истощение. Для Азербайджана это не абстракция. С 2010 по 2021 год добыча нефти в стране сократилась на 30%, с более чем миллиона баррелей в сутки до примерно 740 тысяч. В первом квартале 2026 года среднесуточная добыча с конденсатом составила 555 тысяч баррелей. По итогам 2025 года около 58% всей нефти дал блок Азери-Чираг-Гюнешли, открытый еще в советское время; добыча на нем по «Контракту века» идет с 1997 года. Его старение задает общую траекторию. Президент SOCAR Ровшан Наджаф на Бакинской энергетической неделе утверждал, что прогнозы учитывают только действующие скважины и с учетом новых проектов спад на АЧГ может не превысить 3%. Но и в этом сценарии речь идет об удержании уровня, а не о росте. У мейджоров есть выбор, где искать нефть, от Намибии до Вьетнама. Азербайджанская ресурсная база сосредоточена в одном море, поэтому вопрос о новом бурении здесь стоит острее.

Время. Это, пожалуй, самый недооцененный аспект. Между решением инвестировать и первой нефтью проходят годы. По данным МЭА, в последние годы от выдачи лицензии на разведку до начала добычи на новых традиционных проектах в среднем проходит почти 20 лет: около пяти лет уходит на открытие месторождения, восемь на оценку и утверждение разработки, шесть на строительство инфраструктуры. В Азербайджане этот срок бывает короче, потому что новые месторождения находятся рядом с готовой инфраструктурой. Но и здесь пример показателен: bp вошла в проект месторождения «Карабах» в июне 2025 года, а первую нефть там ждут в 2029 году, хотя речь идет о небольшом месторождении в 20-25 км от месторождения Гюнешли.

Отсюда простой вывод: добыча Азербайджана в середине 2030-х будет определяться решениями, которые принимаются в 2026-2027 годах, то есть именно в период нынешнего сверхдохода.

Газ. The Economist говорит о нефти и газе вместе, и для Азербайджана это различие принципиально. Падение нефтяной добычи здесь частично компенсируется газовой. В 2025 году страна добыла 51,5 млрд кубометров газа, на 2,4% больше, чем годом ранее. Экспорт составил 25,2 млрд кубометров, из них 12,8 млрд пришлось на Европу. Отрасль продолжает инвестировать в газ: в 2025 году партнеры по Шах-Денизу утвердили компрессионный проект стоимостью $2,9 млрд, а в июне 2026 года SOCAR подписала с TotalEnergies, инвестиционным подразделением ADNOC XRG и турецкой BOTAŞ долгосрочное соглашение о поставках газа со следующей стадии месторождения Абшерон начиная с 2029 года. А 1 июня 2026 года bp объявила о начале коммерческой добычи несвязанного газа на АЧГ: главный нефтяной блок страны начал давать газ из самостоятельных залежей.

Но и в газе есть свои ограничения. В 2022 году Баку пообещал Евросоюзу удвоить поставки до 20 млрд кубометров в год к 2027 году, и для этого нужны и новая добыча, и расширение трубопроводов. Это те же вопросы об инвестициях и времени, только в газовом измерении.

Нефть в обход Ормуза и транзит. Азербайджанская нефть идет по трубопроводу Баку-Тбилиси-Джейхан к турецкому побережью Средиземного моря, минуя Ормузский пролив. В логике, которую описывает The Economist, такая нефть ценна не только из-за цены, но и из-за надежности маршрута. Это аргумент в пользу проектов, которые при $60 выглядели сомнительными: доразработки зрелых месторождений, небольших морских структур, старых сухопутных залежей. The Economist прямо упоминает зрелые месторождения, которые можно просто бурить интенсивнее.

Но у этого преимущества есть и второе измерение - транзитное. Пропускная способность БТД составляет 1,2 млн баррелей в сутки, а в первом полугодии 2026 года через терминал в Джейхане было отгружено около 97 млн баррелей, то есть примерно 535 тысяч в сутки. Иначе говоря, трубопровод загружен меньше чем наполовину, и именно потому, что собственная добыча Азербайджана падает.

Часть мощностей уже занимает нефть соседей: Казахстан, стремящийся уменьшить зависимость от маршрутов через Россию, в 2025 году отправил через БТД 1,2 млн тонн и планирует в 2026 году нарастить поставки до 1,5-2,2 млн тонн. С 1 июля 2026 года оператором БТД стала дочерняя компания SOCAR, сменившая в этой роли bp. В мире, где ближневосточные маршруты ненадежны, Азербайджан может зарабатывать не только на собственных баррелях, но и на чужих, и теперь эта возможность в значительной мере в руках SOCAR.

Модель, которой тридцать лет, - и это хорошая новость. Farm-down сделки, которые журнал описывает как новый тренд, для Азербайджана не новость. На модели, при которой национальная компания привлекает мейджора в разведку и разработку в обмен на долю, построен «Контракт века» 1994 года, и она работает до сих пор. В июне 2025 года bp получила по 35% в месторождении «Карабах» и блоке Ашрафи-Дан Улдузу-Айпара и стала оператором обоих проектов.

В 2026 году SOCAR и bp сделали шаг, который перекликается с тезисом The Economist о разведке, опирающейся на данные и новые технологии. Компании договорились свести разрозненные сейсмические данные разных лет в единую псевдотрехмерную модель, впервые для азербайджанского сектора Каспия.

Для неспециалиста это может звучать как техническая деталь, но смысл у нее простой. Значительная часть геологической информации о Каспии - это двухмерные сейсмические профили, снятые в разные десятилетия разным оборудованием. По отдельности они дают фрагментарную картину, а объединенные в объемную модель позволяют заново оценить структуры, которые раньше казались неперспективными. Если аппетит мейджоров к разведке действительно вернется, у Баку появится окно, чтобы привлечь их в новые блоки на лучших условиях, чем в годы дешевой нефти.

Узкое место Каспия. Опыт 2022 года, о котором пишет The Economist, содержит предупреждение. Тогда рост инвестиций в значительной мере «съела» инфляция буровых услуг. Для Каспия этот риск острее, чем для открытого моря. Каспий - закрытый водоем, и единственный путь для крупного оборудования лежит через узкий Волго-Донской канал, который не пропускает суда шире 16,5 метра. Поэтому буровые установки приходится доставлять по частям и собирать на месте. Если мейджоры по всему миру одновременно начнут бурить, на Каспий не получится быстро перебросить установку из Мексиканского залива или Северного моря. Доступность буровых мощностей и сервиса может оказаться таким же ограничением, как деньги и геология.

Зарубежные активы. SOCAR за рубежом исторически сильна в переработке, трейдинге и логистике, а не в добыче. Опыт апстрима за пределами страны только складывается: в Узбекистане SOCAR владеет 30% в шести блоках на Северном Устюрте и остается оператором, в мае туда вошла bp с долей 40%, но проект пока на стадии разведки. Покупать добывающие активы за рубежом сейчас значило бы выходить на рынок на пике цен, в конкуренции с мейджорами, японцами и частными фондами, при том что крупных целей, как пишет The Economist, мало.

Это скорее аргумент подождать и расти через партнерства в разведке в своем регионе, где SOCAR приносит знание местности и инфраструктуру, а партнер - капитал и технологии, чем спешить с покупками.

Кому достанется сверхдоход. У SOCAR нет миноритариев, требующих байбэков, как у Shell. Поэтому вопрос «платить акционерам или инвестировать» звучит иначе: потратить нефтяные деньги через бюджет, отложить их в Государственном нефтяном фонде или дать отрасли вложиться в добычу. Масштаб сверхдохода значителен. Бюджет 2026 года сверстан исходя из $65 за баррель, тогда как 17 сентября Azeri Light в итальянском порту Аугуста стоила $122,15. По расчетам министерства финансов, каждые дополнительные $10 за баррель приносят бюджету около 400 млн манатов.

The Economist объясняет бережливость мировой отрасли травмой середины 2010-х. У Азербайджана своя травма той же волны. Обвал цен 2014-2016 годов обернулся для страны двумя девальвациями маната в 2015 году и непростой перестройкой экономики. Урок, судя по бюджету, помнят: министр финансов Сахиль Бабаев объявил, что трансферт из ГНФАР в бюджет в 2026 году сократится на 1,7 млрд манатов. Но консервативный бюджет защищает от падения цен и не отвечает на вопрос, откуда возьмется добыча через десять лет.

Энергопереход как встречный риск. Есть и аргумент, который удерживает от чрезмерного оптимизма. The Economist сам напоминает, что траектория спроса на нефть неясна. Для Азербайджана это не абстракция: Европа, главный рынок для азербайджанских углеводородов, стремится к углеродной нейтральности к 2050 году и будет постепенно сокращать потребление нефти. Проекты, решение по которым принимается сейчас, выйдут на полную мощность в 2030-х и должны окупаться в мире, где спрос в ключевых для Баку странах, возможно, будет снижаться. Отсюда и особая ценность газа, который в европейских сценариях играет роль переходного топлива, и осторожность в оценке нефтяных проектов с длинным сроком окупаемости.

Вопросы, которые ставит мировой кризис

Скептицизм инвесторов, о котором пишет The Economist, применим и к Азербайджану: высокие цены могут оказаться таким же временным явлением, как июньский обвал после предварительной договоренности США и Ирана. Но именно поэтому кризис ставит перед азербайджанской нефтяной отраслью вопросы, ответы на которые определят ее облик на годы вперед.

Какую часть сверхдохода направить в новую добычу, а какую сохранить в резервах? На каких условиях привлекать иностранных партнеров в новые блоки, пока их интерес к разведке растет? Как использовать недозагруженный БТД, оператором которого теперь стала SOCAR, чтобы превратить географию в устойчивый доход? Как распределить инвестиции между нефтью и газом с учетом того, как будет меняться европейский спрос?

За восемь месяцев 2026 года Азербайджан экспортировал нефти и нефтепродуктов на 7,8% меньше по объему, но на 10,6% больше в деньгах - $9,28 млрд. Страна уже зарабатывает больше, продавая меньше.

Вопрос в том, сколько еще эта формула продержится без новых баррелей.

Об авторе:

First News Intelligence Unit (FNIU) - это аналитическое подразделение редакции 1news.az, специализирующееся на исследованиях финансового сектора и экономики Азербайджана.

Читайте на других языках:

Less oil, more money: what the war in the Gulf means for Socar and the global oil industry

Daha az neft, daha çox pul: Körfəz müharibəsi SOCAR və qlobal neft sənayesi üçün nə vəd edir?