Posted 7 мая 2018, 10:52

Published 7 мая 2018, 10:52

Modified 16 августа 2022, 21:49

Updated 16 августа 2022, 21:49

100 новых морских нефтегазодобывающих проектов 2018 года

7 мая 2018, 10:52
Морские проекты уже в ближайшие пару лет смогут конкурировать со сланцевыми разработками в США.

Аналитическая компания Rystad Energy прогнозирует принятие окончательного инвестиционного решения для сотни проектов на шельфе в 2018 году. В 2017 г. компании решились на реализацию порядка 60 новых морских проектов, а в 2016 г. их число не превысило 40. Морские проекты уже в 2018-2019 гг. смогут конкурировать со сланцевыми разработками в США.

Капитальные затраты на море снижаются

Последний обзор глобального нефтесервисного рынка Oilfield Service Report аналитической компании Rystad Energy сообщает о $100 млрд, которые компании направят на реализацию морских нефтегазовых проектов, в среднем по $1 млрд капитальных затрат на проект. Это существенное снижение затрат по сравнению со средним уровнем в $1,8 млрд, запланированным для новых шельфовых проектов, одобренных в 2013 г., до падения стоимости нефти на мировых рынках.

Под прессом низких цен в 2014-2016 гг. компании активно сокращали издержки реализации морских нефтегазодобывающих проектов. По словам Одуна Мартинсена (Audun Martinsen), вице-президента по исследованиям нефтесервисного рынка Rystad Energy, поставщики морских нефтегазовых проектов собственными усилиями способствовали возвращению интереса добывающих игроков на шельф.

«Постоянный поиск возможностей сокращения затрат и оптимизация операций позволили им снизить капитальные затраты почти на 50% по сравнению с показателями предшествующего пика активности на шельфе», – отмечает Мартинсен. Цены на нефтесервисные услуги на шельфе были существенно урезаны по сравнению с сухопутными проектами (в среднем на 30% по сравнению с пиком в 2014 г.).

Главным сегментом сокращения издержек реализации морских нефтегазовых проектов стало значительное падение ставок – на 50-70% – на аренду морских буровых установок.

На 20-30% снизилась строительства «под ключ» платформ и подводной инфраструктуры. Помимо снижения издержек, за последние годы улучшились показатели эффективности производственной деятельности, в частности, сократились сроки от момента принятия окончательного решения до первой нефти. Сроки бурения и завершения строительства скважины в Северном море, Мексиканском заливе (США) и на шельфе Бразилии снизились за последние четыре года на 30%.

«У добывающих компаний в 2018 г. свободный денежный поток больше, чем в пиковые для цен на нефть 2008 г. и 2011 г. Фактически, 60% из добывающих компаний, желающих финансировать разработку проектов, могут сделать это за счет денежного потока. В условиях подросших цен на нефть риски того, что эти проекты не будут реализованы, очень слабы», – считает Мартинсен.

Средний показатель безубыточной реализации глубоководных проектов составляет в настоящее время порядка $45 за баррель, а на мелководье этот показатель близок к $30.

Срок окупаемости для глубоководных проектов с 2014 г. сократился на три года для глубоководных проектов и на полтора – для мелководных. С точки зрения эффективности, шельфовые проекты могут конкурировать с некоторыми из участков в Пермском бассейне США с точки зрения безубыточных цен.

Можно отметить широкую географическую диверсификацию разработки морских углеводородов. 100 новых проектов, по которым ожидается принятие окончательного инвестиционного решения в 2018 г., находятся в самых различных нефтегазодобывающих регионах. Около 30 сосредоточены в Азии (среди крупнейших – Pegaga в Малайзии и D6 в Индии), еще 30 – европейские (включая Neptune Deep в Румынии и одобренный к реализации проект Penguins в Великобритании). В Африке возможно принятие окончательного решения для 20 проектов, в том числе для второй фазы разработки Zinia. Еще 20 ожидаются в регионах Северной и Южной Америки; среди крупнейших проектов – новые стадии на зрелых Vito и Mero.

Нефть, газ и электричество

Быстрое развитие нефтегазовых и энергетических проектов подтверждает и Международное энергетическое агентство (МЭА). По данным МЭА, шельфовые разработки уже обеспечивают около 25% поставок нефти и газа на мировой рынок. Главные направления освоения морских нефтегазовых проектов – Ближний Восток, Северное море, шельф Бразилии, Мексиканский залив и Каспийское море. По данным МЭА, морская добыча нефти с начала 2000-х гг. росла стабильными темпами, тогда как производство газа за это время увеличилось более чем на 50%. В последние годы активно развивается морская ветроэнергетика, главным образом в Северной Европе. Однако пока доля электроэнергии, вырабатываемой ветряками на шельфе, не превышает 0,2% от мирового объема производства.

МЭА также отмечает значительное сокращение стоимости реализации морских нефтегазовых проектов за последние годы, начиная с падения цен на нефть в 2014 г., когда многие шельфовые проекты были отложены.

С конца 2017 г. в этом сегменте вновь отмечен рост числа новых проектов. Капитальные вложения на шельфе Норвегии и Мексиканского залива США, ранее окупавшиеся при ценах на нефть в $60-80 за баррель, сейчас эффективны для разработки при $25-40 за баррель. Снижение расценок на нефтесервисные услуги и затрат на производство оборудования для шельфа способствовало экономической эффективности реализации новых морских нефтегазовых разработок. Проектирование и строительство техники для таких проектов упрощено и стандартизировано. Цифровизация операций на шельфе – следующий шаг для повышения эффективности и сокращения издержек.

МЭА уже к 2025 году ожидает сбалансированный рост инвестиций на рынке шельфовых проектов.

Согласно прогнозу Offshore Energy Outlook от МЭА, нефть, газ и электроэнергия, вырабатываемые на шельфе, будут востребованы; рост их производства продолжится до 2040 г. Морская ветроэнергетика, поддерживаемая государственной политикой в Европе, Китае и других странах, вырастет в несколько раз по сравнению с текущим уровнем. Инвестиции в проекты на шельфе до 2040 г. достигнут $4,6-5,6 трлн.

Глубоководные проекты в этот период продолжат рост, тогда как добыча на мелководье будет сокращаться. За последние 10 лет на глубоководье пришлось порядка половины из открываемых в мире месторождений; лидером разработки останется Бразилия. Прогнозируется быстрый рост освоения морских нефтегазовых месторождений в Мексике, в Африке начнется добыча в новых странах-производителях.

В условиях прогнозируемого МЭА роста потребления газа на 50% до 2040 г. и стабильного прироста спроса на нефть, заинтересованность компаний в разработке морских углеводородов будет высокой. В этот период доля морской газодобычи вырастет до 30%, чему будет способствовать начало разработки новых газовых проектов на шельфе Восточного Средиземноморья, Бразилии, Австралии. Однако главным источником прироста поставок газа станут ближневосточные проекты на шельфе (Южный Парс в Иране и его продолжение на шельфе Катара – Северное месторождение), а также африканские проекты (разработка крупных месторождений в Танзании и Мозамбике).

Инвестиции пойдут не только в разработку новых проектов.

До 2040 года 2,5-3,5 тысяч платформ на шельфе исчерпают производственный лимит, и компаниям необходимо будет финансировать выведение их из эксплуатации.

В Мексиканском заливе более 500 платформ уже превращены в искусственные рифы. Отслужившая свой срок морская нефтегазодобывающая техника может быть использована и в других сегментах морской индустрии, в том числе для нужд создаваемых ветроэнергетических ферм.

Согласно прогнозам МЭА, возможны различные сценарии роста морской ветроэнергетики в период до 2040 г. От 160 ГВт новых мощностей могут быть введены в случае ограниченного развития сегмента, главным образом в Европе и Китае и до 350 ГВт – при хорошем раскладе. В случае полного отказа от использования углеводородного сырья возможен быстрый рост электрогенерации, что будет способствовать прорывному развитию морских ветроэнергетических проектов.

Рост офшорной ветроэнергетики создает потенциальную синергию с разработкой морских нефтегазовых проектов, что ведет к сокращению издержек на реализацию проектов, снабжению разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений дешевой электроэнергией и использованию устаревших нефтегазовых платформ для ветроэнергетических проектов. На ближайшую перспективу Северное море может стать главным направлением развития синергии в этой области.

Стоимость производства электроэнергии на морских ветрофермах падает. Но пока она еще на 150% выше, чем на ветрофермах на суше, и на 50% выше, чем на солнечных электростанциях. В перспективе прогнозируется дальнейшее сокращение затрат на производство электроэнергии на шельфе. Можно отметить рост мощности турбин в морской ветроэнергетике: если в 2010 г. было налажено коммерческое производство морских ветротурбин, устанавливаемых на высоте 100 м при мощности в 3 МВт, то к 2016 г. на высоте свыше 200 м ставились агрегаты мощностью 8 Мвт. В настоящее время проектируются турбины мощностью в 12 МВт, которые будут устанавливаться на высоте порядка 260 м. Установка ветроферм ведется все дальше от берега, где сила ветра больше и можно наладить устойчивую генерацию, по сравнению со станциями, расположенными рядом с берегом. Не так давно введены в промышленную эксплуатацию первые плавающие ветротурбины.

Мария Кутузова