Главная > Актуальные комментарии > ТЭК > Норвегия признала скорую «смерть» своего «нефтегаза». Выиграет ли Россия?

Норвегия признала скорую «смерть» своего «нефтегаза». Выиграет ли Россия?

Предсказанный для России «нефтяной дефолт» обернётся против самой Норвегии двойным провалом добычи. О том, сможет ли проблемами главного евроконкурента воспользоваться Москва, — в материале Лайфа.

Как и предполагал Лайф, добыча одного из сильнейших конкурентов России в Европе будет падать куда стремительней, чем они пророчили нам. Об этом, как ни странно, пишут сами власти скандинавского королевства в докладе, подготовленном Норвежским нефтяным директоратом (аналог российских Роснедр, контролирует выполнение условий соблюдения лицензий и разыгрывает конкурсы на них).

Нефтегазовый суперцикл у страны прошёл, и выше добыча подняться уже не сможет. Всему виной низкие объёмы бурения и уже разрабатывающихся запасов, в то время как большая часть нефти и газа продолжает оставаться неразведанной.

В прошлом году, по данным директората, на шельфе страны было добыто порядка 225 млн куб.м условного топлива, что эквивалентно 1,415 млрд баррелей. С учетом уже открытых месторождений и имеющихся у них запасов, в том числе пока неразрабатываемых, добыча начнёт падать уже с этого года, считают в ведомстве.

По его прогнозам, к 2020 году добыча на шельфе упадёт до 1,19 млрд барр., а к 2030 году — до рекордно низких 503 млн барр. Это в пять раз меньше прошлогодних объёмов. Впрочем, если компании продолжат инвестировать в запуск новых месторождений на уже открытых морских блоках, добычу удастся поддержать — к 2020 году на уровне 1,28 млрд барр., а в 2030 году — около 786 млн барр.

Источник: Норвежский нефтяной директорат

Цены падают, добыча умирает

Норвегия занимается добычей на шельфе с 70-х годов прошлого века. Своего пика скандинавы достигли в 2001 году, когда добыли рекордные 1,1 млрд баррелей нефти и 48 млрд куб. м газа. С тех пор добыча нефти сократилась более чем в два раза, а газа, напротив, выросла. В прошлом году шельф принёс стране 597 млн баррелей нефти и 110 млрд кубометров газа.

Хотя в последние годы было открыто рекордное число новых нефтяных месторождений, их запасы оказались невелики. В итоге, вся надежда легла на будущие месторождения в Норвежском и Баренцевом морях.

— Неразведанные запасы займут значительную долю в общей добыче с 2025 года. Для того, чтобы снизить эффект выпадающей добычи, в ближайшие несколько лет потребуется высокая интенсивность разведочных работ. Стоит учитывать, что много лет проходит перед тем, как месторождение выходит на добычу, — замечают в норвежском ведомстве.

Неожиданный обвал нефтяных котировок со $100 за баррель в 2014 году до $30 в 2016-м подкосил планы норвежцев на счастливое будущее. Из-за падения цены барреля многие крупные и средние нефтекомпании, такие как Statoil, Petoro (другой норвежский крупный добытчик) и англо-голландский Shell, начали снижение инвестиций в геологоразведку.

За последний год, по данным директората, количество задействованных в работах буровых установок снизилось почти вдвое — с 56 в 2015 году до всего лишь 30 в этом. К примеру, в Норвежском море, на которое приходится четверть всей добычи в стране, в этом году будет работать всего «одна-две буровые», тогда как в прошлом году там их было 16 штук. Сократилось их число и в Северном море — с 33-х штук в 2015 году до 15–20 в этом. Похоже, что часть из них перебросили в Баренцево море — там их станет на 2-3 штуки больше, чем в прошлом году (было 7 установок). На всём норвежском шельфе меньше всего буровых было только в 2006 году — чуть больше десяти. Но тогда цена бочки Brent колебалась в пределах $60–70. Невиданная щедрость по нынешним реалиям.

Между тем, на шельфе хранятся неразведанными 2,9 млрд кубометров условного топлива. По оценкам директората, это около 18,2 млрд баррелей. Причём примерно половина объёма — на дне Баренцева моря. С ним все свои надежды Норвегия и связывает. В виде запасов (то есть разведанных, практически готовых к добыче ресурсов) оно хранит порядка 41% всех доступных ресурсов, за счёт которых страна будет удерживать добычу в ближайшие пять лет. В 2014 году оно принесло директорату 10 новых месторождений, впервые перехватив пальму первенства у Северного моря.

Причём больше всего месторождений разыгрывается вплотную к границам российского шельфа, в том числе и в так называемой «серой зоне», большая часть которой безвозмездно отошла Норвегии в июле 2011 года.

Прошлый же год стал одним из самых неудачных за последние десять лет: на всём шельфе найдено было всего 16 месторождений вместо, к примеру, 30 в 2009-м. В этом году сокращения, вероятно, продолжатся. Инвестиции в добычу и транспортировку углеводородов в Норвегии в 2016 году упадут на 17,5% — до $19,84 млрд, на 2017 год запланировано порядка $18,32 млрд, сообщалось в релизе Норвежского статистического бюро.

Суровые будни нефтяных гигантов Норвегии

Период низких цен на нефть показал, что даже наличие в свободной продаже нефтяных блоков перестало привлекать компании к выкупу лицензий, писали в январе аналитики норвежской Rystad energy. Из 125 тысяч квадратных километров в прошлом году было выбрано всего 20 тысяч — более слабого спроса норвежский шельф не помнит.

Всего за последние два года роздано порядка 55 лицензий, указывается в отчёте директората. Для сравнения, в 2011–2013 годах разыгрывалось по 70–75 лицензий ежегодно.

Теоретически, власти должны обязывать государственные Statoil и Petoro восполнять минерально-сырьевую базу. Но потерявшие миллиарды на дешёвой нефти компании не дают властям страны проводить такую политику, рассуждает в разговоре с Лайфом Брайан Кинг, аналитик из Европейского центра энергетики и энергобезопасности. На начало года, напоминает он, капитализация Statoil сократилась на 62% — со $100 млрд до $38 млрд.

— Тогда Statoil пришлось отложить проекты примерно на 7–8 млрд барр. нефтяного эквивалента, — говорит он.

Из крупных компаний, кроме Statoil, на шельфе ведут свои проекты BP, ConocoPhillips, Eni, ExxonMobil, Shell, Total, а также российская «Роснефть».

Норвегия освободит рынок для России

Текущее снижение количества разведочных скважин норвежского шельфа связано, в первую очередь, с продолжительным периодом низких цен на нефть, соглашаются опрошенные Лайфом аналитики рынка. Их нынешнее значение едва ли позволяют проектам на шельфе работать в плюс, полагает ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков.

По его оценкам, рентабельность добычи в Баренцевом море возможна лишь при барреле не ниже $80. В Северном море, где расположены основные добывающие мощности Statoil, этот показатель колеблется на отметке $50 за бочку, писала ранее Financial Times. Для выхода на уровень рентабельности хотя бы в 10% вполне достаточно и $35-55 за баррель, это даже ниже показателя сланцевых месторождений в США, замечает аналитик VYGON Consulting Екатерина Колбикова.

— Правительство Норвегии очень щедро стимулирует нефтяников вкладываться в новые месторождения на шельфе, но ситуация складывается такая, что даже уже открытые месторождения разрабатывать никто желанием не горит, — говорит Юшков. — Отчасти, виноваты низкие спотовые цены на газ, к тому же не гарантирующие сбыта для добытчиков.

На Баренцевом море ситуация иная — оно как раз наиболее привлекательно. В 2013 году там было выделено сразу 65 лицензий, не соглашается Колбикова. По данным директората, в рамках последнего, 23-го лицензионного раунда заявки на работу на шельфе этого моря подали 23 нефтекомпании.

— В среднесрочной перспективе, несмотря на долгоиграющий тренд по истощению нефтяных залежей, объём добычи в ближайшие 5 лет будет отчасти компенсироваться произведёнными открытиями и снизится незначительно — с 1,95 млн барр./сут. в 2015 году до 1,78 млн барр./сут. в 2020 году, — предполагает аналитик VYGON Consulting.

Проблема заключается ещё и в том, что Норвегия использует старые месторождения, новые в регионе открываются редко, и они не являются крупными, говорит управляющий директор БКС «Ультима» Виталий Багаманов. В ближайшее время Statoil приступит к бурению тестовых скважин в Баренцевом море, которые определят дальнейшую судью нефтедобычи Норвегии. По примерным оценкам, там может быть найдено около 9 млрд баррелей нефти.

— Это позволит хотя бы частично заместить выбывающие нефтяные месторождения и скважины, но глобально проблему не решит. Единственным выходом является развитие долгосрочных проектов в других регионах планеты, — считает эксперт.

Впрочем, от проблем Норвегии может существенно выиграть Россия.

Основным потребителем норвежских углеводородов являются Нидерланды, также большие объёмы газа — порядка 15% от всего объёма экспорта — направляются в Великобританию. В теории, за счёт снижения добычи в Норвегии Россия может увеличить свою долю во всей Европе, считает Багаманов.

Но долгосрочные прогнозы сейчас не очень верны, так как неизвестно, как будет меняться потребление энергоресурсов в ЕС, как изменится энергобаланс через 15–20 лет.

— Вполне возможно, что Европа будет в целом потреблять газа меньше, например за счёт развития альтернативной энергетики, то есть увеличение поставок из России будет затруднительным, — заключает собеседник.

Автор: Арсений Погосян

Источник: Life.Ru, 18.10.2016


Специальный доклад:

Организация внутреннего рынка газа в России: тактика «малых дел»

Аналитическая серия «ТЭК России»:

Импортозамещение в нефтегазовой отрасли: мифы и реальность
Процесс импортозамещения был по-серьезному запущен после введения санкций 2014 года. Шесть лет – солидный срок, чтобы подвести предварительные итоги. С одной стороны, цифры не такие уж плохие – отрасль зависит от импорта уже меньше чем наполовину. С другой – это «средняя температура по больнице». И еще вопрос, что же считать именно российским оборудованием, с учетом активного использования иностранных комплектующих и особенно программного обеспечения. Видны примеры действительно успешного импортозамещения – но есть и не менее очевидные провалы.
Энергетический переход и «зеленая повестка» в России: мода или суровая реальность?
Авария на «Дружбе»: основные последствия
Авария на нефтепроводе «Дружба» стала главным «хитом» 2019 года в российской нефтянке. Прошел уже год, а внятного ответа на вопрос, что же произошло, так и не получено. А ведь под удар была поставлена репутация России как надежного поставщика нефти. Нефть с хлорорганикой попала в Белоруссию, в Венгрию, Польшу, Германию, Украину, другие страны. Авария привела к грандиозному международному скандалу. И это в тот момент, когда стало очевидным нарастание конкуренции на мировом рынке.
Новая сделка ОПЕК+ и будущее нефтяного бизнеса в РФ
Государственное регулирование нефтегазового комплекса в 2019 году и перспективы 2020 года
Традиционно мы завершаем год итоговым докладом, обобщающим основные события и тенденции прошедшего года. 2019 год четко обозначил новую роль нефтегазового комплекса в России. Теперь это не просто главный донор российского бюджета, но прежде всего основная надежда на разгон экономического роста. Государство окончательно сделало в экономической политике ставку на большие проекты в кейнсианском стиле. Идеи улучшения институтов оставлены до лучших времен - на это просто нет времени, нужен быстрый результат.

Все доклады за: 2016 , 15 , 14 , 13 , 12 , 11 , 10 , 09 , 08 , 07 гг.

PRO-GAS
Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
О Фонде | Продукты | Услуги | Актуальные комментарии | Книги | Выступления | Клиенты | Цены | Карта cайта | Контакты
Консалтинговые услуги, оценка политических рисков в ТЭК, интересы политических и экономических элит в нефтегазовой отрасли.
Фонд национальной энергетической безопасности © 2007
  Новости ТЭК   Новости российской электроэнергетики