Нафта в обхід небезпеки: як Saudi Aramco намагається зберегти поставки до Азії

Saudi Aramco не має одного безпечного маршруту, який міг би повністю замінити звичайний експорт через Рас-Тануру. Компанія комбінує кілька часткових рішень: завантаження в Перській затоці, перевалку між танкерами за межами Ормузької протоки, транспортування нафти трубопроводами на захід і поставки через Червоне море. Це допомагає зберегти частину потоків, але не усуває головну проблему: під загрозою опинилися обидва ключові виходи з регіону — Ормузька протока та Червоне море, а альтернативні потужності обмежені.

Перевалка між танкерами: головний обхідний механізм

Aramco пропонує деяким азійським переробникам нафту з передачею вантажу за схемою ship-to-ship, або STS. Невеликі танкери забирають нафту в районі Перської затоки, після чого передають її більшим суднам за межами найбільш небезпечної ділянки маршруту.

У повідомленнях про такі операції називалися райони біля Фуджейри в Об’єднаних Арабських Еміратах і Сохара на узбережжі Оману. Публічні дані не дають змоги достовірно визначити, який саме сорт нафти відповідає кожній точці перевалки. Водночас у пропозиціях Aramco для термінових поставок із терміналів у затоці фігурували Arab Medium і Arab Heavy, тоді як вересневе цінове рішення для Азії стосувалося насамперед Arab Light.

Це не повноцінна заміна звичайному експорту з Рас-Танури, а радше вибіркова кризова схема. Вона дає змогу доставити окремі партії покупцям, проте потребує додаткових суден, узгодження маршрутів і складнішої координації між продавцем, перевізниками та страховиками.

Чим схема Aramco відрізняється від моделі ADNOC

Підхід Saudi Aramco нагадує вже налагоджену систему Abu Dhabi National Oil Co. — ADNOC, державної нафтової компанії ОАЕ. Її шатлова модель передбачає короткі рейси танкерів через небезпечну зону або навколо неї з подальшою передачею нафти великим експортним суднам за межами Ормузької протоки.

За наявними повідомленнями, операція ADNOC уже перевезла понад 100 мільйонів барелів. Вона є більш зрілою та систематизованою, тоді як схема Aramco виглядає новішою, вибірковою і ситуативною. Отже, обидві компанії знайшли спосіб підтримувати експорт, але жодна з таких операцій не робить морські перевезення повністю безпечними.

Чому Янбу не став остаточним рішенням

На початку кризи Саудівська Аравія перекинула значні обсяги нафти на захід країни трубопроводом East-West, відомим також як Petroline, до порту Янбу на Червоному морі. Теоретично система здатна перенаправляти до 5 мільйонів барелів на добу, а пропускну спроможність портової інфраструктури оцінювали більш ніж у 4,5 мільйона барелів на добу. Проте фактичні завантаження зазвичай були значно нижчими.

На ранньому етапі переорієнтації обсяги Янбу наближалися до 2 мільйонів барелів на добу, тоді як із району Перської затоки потрібно було перенаправити приблизно 5–6 мільйонів барелів на добу. Вузькими місцями стали не лише трубопровід і термінали, а й доступність танкерів.

Крім того, нафту з Янбу потрібно вивозити Червоним морем. Для поставок до Азії судна мають пройти район Баб-ель-Мандебської протоки біля узбережжя Ємену, де зросла загроза атак хуситів. Танкери із саудівською нафтою вже розверталися або змінювали курс після попереджень, а останні завантаження в Янбу проводилися без увімкнених сигналів AIS — автоматичної системи ідентифікації суден.

Окремим західним напрямком став маршрут через Єгипет: нафту прокачують до середземноморського порту Сіді-Керір. У серпні обсяги експорту через нього, за наведеними даними, зросли приблизно до 2,3 мільйона барелів на добу проти близько 1 мільйона місяцем раніше. Однак цей шлях подовжує рейс до Азії приблизно на 20–25 днів порівняно з маршрутом через Баб-ель-Мандеб.

Рас-Танура знову приймає великі танкери

У міру того як маршрут через Червоне море ставав дедалі ризикованішим, Aramco відновила завантаження на терміналах усередині Ормузької протоки. Біля головного саудівського експортного вузла Рас-Танура знову спостерігали активність надвеликих танкерів, зокрема суден, здатних перевозити близько 2 мільйонів барелів, а частина кораблів очікувала на завантаження.

Це свідчить про повернення до пряміших, але більш небезпечних поставок із Перської затоки. Aramco також розподіляла частину вересневих контрактних обсягів для азійських клієнтів в індивідуальному, а не звичному плановому режимі.

Що відбувається з позиціями Aramco в Індії

Індійські та інші азійські нафтопереробники не завжди готові самостійно приймати вантажі в Янбу: судновласникам дедалі складніше знайти екіпажі та страхове покриття для проходу через небезпечну ділянку Червоного моря. Деякі покупці прагнуть отримувати нафту в іншій точці або перекладають частину ризику й витрат на продавця.

Це погіршує надійність поставок Aramco і посилює конкуренцію на індійському ринку. Водночас у розглянутих публічних матеріалах недостатньо даних, щоб точно порахувати, наскільки змінилася частка Aramco в імпорті Індії. Коректніше говорити про тиск на конкурентні позиції компанії та ускладнення логістики, а не про підтверджений конкретний відсоток втрати ринку.

Чому нафта не стала дешевою після зниження ціни Aramco

На вересень Aramco встановила ціну Arab Light для Азії на рівні 2 долари нижче середнього орієнтира Oman/Dubai — це найнижчий рівень приблизно за шість років. Але офіційна ціна продажу, або OSP, є лише диференціалом до регіонального бенчмарку, а не кінцевою вартістю бареля для переробника.

Покупці додатково сплачують за:

• дорожчий фрахт і дефіцит танкерів;
• страхування та воєнні ризики;
• довші маршрути й перестановку суден;
• очікування в портах і затримки;
• організацію STS-перевалки;
• ризик приймання вантажу через Янбу або інший нестандартний маршрут.

Тому знижка в OSP може компенсувати лише частину додаткових витрат. Для індійських державних нафтопереробників, за повідомленнями, знижка на нафту, завантажену в Сіді-Керір, могла становити 5–10 доларів за барель порівняно з базовою офіційною ціною.

Обмеження інфраструктури ОАЕ та Саудівської Аравії

Трубопровід ОАЕ до Фуджейри географічно обходить Ормузьку протоку, але не здатен пропустити весь обсяг експорту країни. Саме тому ADNOC доповнює трубопровідні поставки шатловими рейсами й перевалкою у відкритому морі.

Saudi Arabia має потужніший західний коридор через East-West Pipeline, однак його реальна допомога обмежена пропускною спроможністю трубопроводу та терміналів, кількістю доступних суден і загрозою на виході з Червоного моря. Відтак трубопровід може перенаправити частину барелів, але не здатен швидко замістити весь потік, який раніше проходив через Ормузьку протоку.

Як обхідні маршрути впливають на ціни та прибутки

Таємні або малопомітні шатлові рейси, зміна курсів, поставки через Сіді-Керір і часткове відновлення завантажень у затоці допомогли уникнути ще різкішого фізичного дефіциту нафти. Саме тому вони стримали найекстремальніші прогнози щодо стрибка цін і глобальної інфляції.

Але нормальна безпека постачань не відновилася. За словами керівництва Aramco, від початку конфлікту в лютому світовий ринок уже недоотримав понад 2,6 мільярда барелів, а запаси скорочуються.

Виробники можуть заробляти більше на високих цінах: Aramco повідомила про різке зростання прибутку на тлі перебоїв. Проте цей ефект частково нівелюють обмежені обсяги експорту, дорожча логістика, знижки для утримання клієнтів і ризик, що переробники почнуть активніше диверсифікувати джерела постачання.

Висновок

Saudi Aramco створює не нову безпечну систему експорту, а набір тимчасових обхідних рішень. Перевалка біля Фуджейри та Сохара, маршрут через Янбу й Сіді-Керір, а також повернення танкерів до Рас-Танури дають змогу підтримувати рух нафти, але кожен варіант має власне вузьке місце.

Для світового ринку це означає більш фрагментовані й менш прозорі поставки. Вимкнення AIS ускладнює відстеження вантажів, а судновласники, екіпажі, страховики та портова інфраструктура несуть більші ризики. Для азійських переробників результат простий: навіть коли номінальна ціна бареля знижується, його доставка до заводу залишається дорожчою, повільнішою та менш передбачуваною.