Обзор десяти основных проблем, стоящих перед нефтяным сектором

Несмотря на пессимистичные экономические показатели, цены на нефть стремятся вверх, превышая отметку в 70–80 долларов США за баррель. Цена на нефть, которая служит простым и вместе с тем универсальным показателем экономического восстановления, а также темпы и стабильность оживления экономики будут оказывать влияние на способы производства и потребления всех форм энергии.

В рамках рассмотренных тенденций и проблем основным приоритетом для многих руководителей нефтегазовых компаний остается Китай, поскольку его потребность в ископаемом топливе продолжает оказывать влияние на развитие всей отрасли. Если говорить о поставках, то ожидается, что потребность Китая в дополнительных источниках нефти и природного газа в краткосрочной перспективе сохранится. Это обусловит рост числа заключенных сделок по слияниям и поглощениям в этом секторе.

Несмотря на некоторые трудности, возникшие в связи с разливом нефти в результате аварии на нефтяной платформе Deepwater Horizon, в ближайшем будущем в области глубоководного бурения снижения активности не ожидается.

Хотя в дальнейшем регулирующие органы будут уделять таким операциям повышенное внимание, нефтегазовые компании по-прежнему демонстрируют неослабевающий энтузиазм и готовность пойти на дополнительную количественную оценку рисков. В рамках такой оценки будет предусмотрено представление государственным регулирующим органам «отчета о безопасности», в котором должны быть подробно рассмотрены конкретные задачи и распределены обязанности всех сторон по управлению рисками.
Национальные нефтяные компании стран Азии применяют все более агрессивную тактику при поглощении добывающих предприятий

Если у экспертов отрасли есть сомнения относительно способности и намерений национальных нефтяных компаний (далее также — ННК) проводить активную политику поглощения предприятий, занимающихся разведкой и добычей, им достаточно обратиться к недавнему примеру Корейской национальной нефтяной компании (далее также — KNOC), успешно реализовавшей предложение о недружественном поглощении Dana Petroleum. Успешное поглощение Dana, вероятно, усилит беспокойство в развитых странах относительно готовности стран Азии и прочих развивающихся стран использовать любые меры для получения контроля над зарубежными компаниями с целью обеспечения поставок нефти и газа в будущем. К таким мерам относится, в том числе, государственная поддержка и финансирование таких сделок. Многие аналитики считают недавнее приобретение KNOC первой успешной сделкой поглощения, реализованной национальной нефтяной компанией, и ее влияние будет анализироваться в течение многих следующих лет. Приобретение Корейской национальной нефтяной компанией компании Dana подтверждает тенденцию среди национальных нефтяных компаний к совершению заграничных приобретений: эта тенденция зародилась в 1990-х годах в Китае, а теперь затронула и предприятия иных стран Азии.

Государственные нефтегазовые компании в азиатских странах сохраняют стратегическую заинтересованность в поставках энергоносителей и вынуждены платить цены выше рыночных. Этот факт, а также сохраняющаяся уязвимость независимых игроков, стесненных в средствах ввиду сложности получения финансирования под проекты роста, значительно повышает привлекательность сделок по слияниям и поглощениям. Кроме того, на протяжении 2010 года цены на нефть в целом сохраняли стабильность, в отличие от предыдущих полутора лет, характеризовавшихся крайней волатильностью цен, и это помогает покупателям делать более точные ценовые допущения.

Действия корейских компаний на международном рынке нефти и газа продолжат привлекать повышенное внимание по многим причинам. Во-первых, в свете неутолимой потребности Китая в нефти и газе все более важным для Кореи становится получение доступа к новым источникам углеводородов. В августе 2010 года KNOC объявила о готовности потратить в следующем году более 6 млрд. долларов США на приобретения и проекты с целью достижения установленных правительством плановых показателей по удвоению объемов добычи до 300 тыс. баррелей нефти в день к 2012 году. Во-вторых, корейские компании в достаточной степени поверили в себя и начали использовать собственных управленцев и подходы к руководству при приобретении зарубежных активов, вместо того чтобы полагаться на иностранный опыт. В-третьих, по данным Goldman Sachs Asset Management Korea, корейским компаниям следует начинать диверсификацию инвестиций. Финансовые активы страны стремительно растут, объемы чистых денежных поступлений в Национальный пенсионный фонд составляют, по оценкам, 1,5 млрд. долларов США в месяц. Данная тенденция, по-видимому, сохранится на протяжении следующих 25–30 лет.

По мнению многих аналитиков нефтяной отрасли, вышеперечисленные факторы указывают на то, что в ближайшие месяцы интерес к совершению сделок вспыхнет с новой силой, в основном за счет национальных нефтяных компаний Китая, Кореи и Индии. В центре внимания, вероятно, окажется расширение присутствия в Западной Африке: необременительное нормативно-правовое регулирование, недавно открытые месторождения нефти и газа, а также наличие ряда небольших компаний в этом регионе создают благоприятные условия для совершения сделок.

На старт… Внимание… Бурим! Китай в погоне за разработкой собственных нетрадиционных запасов газа

Газ из нетрадиционных источников радикально изменил энергетическую инфраструктуру США и Австралии; теперь пришла очередь Китая. Китайское правительство проводит стимулирование буровых компаний и придерживается оптимистических взглядов относительно внедрения новых технологий разведки и добычи в самом ближайшем будущем. Это может создать серьезные осложнения для экспортеров сжиженного природного газа (далее также — СПГ), которые серьезно рассчитывают на Китай c его потребностью в энергии. Уже сама идея о том, что однажды Китай может обрести самостоятельность в области технологий разведки и добычи, таких как добыча газа из нетрадиционных источников и СПГ, ставит под угрозу технологическое преимущество, которое так долго удерживали западные нефтегазовые компании.

Несмотря на растущую потребность в энергоносителях, до сих пор Китай почти не использовал собственные запасы газа, которые, по оценкам компании BP, представленным в отчете Statistical Review of World Energy 2010, составляли в конце 2009 года около 87 трлн. куб. футов. Такое бездействие обусловлено труднопроходимостью угольных пластов в стране и ограниченной инфраструктурой для обработки, хранения и транспортировки газа. Однако внедрение новых технологий и усовершенствованных методов эксплуатации изменит ситуацию. Например, предприятия растущего сектора добычи метана угольных пластов в Австралии смогли снизить затраты на добычу, вследствие чего началась разработка запасов, ранее считавшихся экономически невыгодными.

Возможность для добычи дополнительных объемов газа была также предоставлена правительством Китая. В начале июня Китай объявил о повышении цены на газ на месте добычи на 25%, отменив таким образом ценовой контроль, который удерживал как национальных, так и зарубежных инвесторов от разработки имеющихся в стране запасов. Летом 2010 года цены сохранялись на уровне 169 долларов США за 1 тыс. куб. м, что примерно в два раза ниже европейских цен. Такое повышение цен, вероятно, окажется выгодным для таких внутренних игроков, как Sinopec и PetroChina, а также для зарубежных инвесторов.

Целью новой стратегии образования цен на газ является обеспечение удовлетворения растущей потребности Китая в газе не посредством импорта, а за счет внутренних поставок. На эту новую тенденцию стоит обратить внимание. Среди целей правительства увеличение объемов добычи сланцевого газа до 30 млрд. куб. м в год к 2020 году. Примечательно, что Китай присоединился к Инициативе по добыче сланцевого газа спонсируемому США форуму, созданному для обмена методами и технологиями разработки мировых запасов сланцевого газа.

По мере внедрения компаниями новых технологий объем добычи метана угольных пластов в краткосрочной перспективе, вероятно, быдет расти быстрее, чем добыча сланцевого газа. Одним из примеров является технология бурения с поверхности в угольный пласт (SIS), которая предусматривает сочетание горизонтальных и вертикальных скважин для снижения давления в угольных пластах, что облегчает выход газа на поверхность.

Если ожидания правительства оправдаются и Китай увеличит объемы внутренней добычи газа, это может повлиять на импортные поставки СПГ в страну. Сейчас Китай ежегодно закупает 7,63 млрд. куб. м сжиженного природного газа у экспортеров Австралии, Индонезии и Малайзии, а также строит новые приемные терминалы на восточном побережье. Однако в случае ввода в эксплуатацию новых мощностей добычи сланцевого газа и метана угольных пластов в ближайшие годы многие китайские импортеры СПГ могут начать переговоры о заключении контрактов и с внутренними производителями.

Дефицит в стране изобилия: нехватка природного газа для внутреннего потребления в странах Ближнего Востока

Многие страны Персидского залива столкнулись с довольно парадоксальным затруднением. Хотя прямо под ними залегает часть наиболее богатых месторождений природного газа в мире, им приходится прилагать усилия, чтобы получить достаточные объемы этого чистого источника энергии для удовлетворения растущей потребности в электроэнергии. Совместные запасы газа стран, входящих в Совет сотрудничества стран Персидского залива (Бахрейн, Кувейт, Оман, Катар, Саудовская Аравия и Объединенные Арабские Эмираты), составляют примерно 23% общемировых запасов, однако все эти государства, за исключением Катара, испытывают растущую нехватку газа. В самом деле, едва ли не ежедневно можно наблюдать, как танкеры, везущие в эти страны сжиженный природный газ, в основном из Европы, расходятся с судами, транспортирующими СПГ в страны Азии. Чем же объясняется такой невероятный торговый сценарий?

Одной из причин является стремительный рост объемов ВВП этих стран. Темпы роста экономики стран — участниц Совета по сотрудничеству стран Персидского залива (далее — GCC) составляют около 7% в год, что обуславливает увеличение спроса как на газ, так и на электроэнергию. В летние месяцы, когда люди и предприятия ищут спасения от сильной пустынной жары, величина спроса демонстрирует даже большие темпы роста. Иной фактор — давление субсидий. Многие страны Персидского залива предоставляют покупателям высокие субсидии при реализации природного газа и электроэнергии. В качестве примера можно привести Объединенные Арабские Эмираты. Затраты по проектам добычи глубоко залегающего среднесернистого газа в Персидском проливе составляют 5–6 долларов США за 1 млн. британских тепловых единиц (далее — БТЕ), при этом диапазон цен на внутреннем рынке ОАЭ составляет от 0,75 до 2 долларов США за 1 млн. БТЕ. Иной яркий пример последствий предоставления субсидий — Кувейт. Цена реализации электроэнергии для населения на бытовые нужды, установленная правительством, составляет примерно 0,07 долларов США на киловатт-час, при этом ситуацию усугубляет тот факт, что многие потребители просто не платят по счетам, а штрафы неплательщикам начисляются крайне редко.

Такое субсидирование оказывает не самое благоприятное воздействие на нефтегазовые компании и экономику стран GCC. В краткосрочной перспективе низкие цены, обусловленные субсидированием, создают стимул для национальных производителей и производителей соседних государств экспортировать газ в страны Азии, где он может быть реализован по ценам, в два раза превышающим цены в Персидском заливе. При этом незамедлительно образуется нехватка газа на внутреннем рынке, и единственным целесообразным решением этой проблемы является импорт дорогостоящего СПГ из Европы. В долгосрочной перспективе последствия могут оказаться еще более серьезными. Низкий уровень цен служит сдерживающим фактором для инвестирования в сектор разведки и добычи, поскольку разработка газовых месторождений становится для производителей все менее рентабельной. В действительности отголоски сегодняшней нехватки инвестиций в инфраструктуру, вероятно, будут заметны в области поставок еще многие годы.

Хотя эти страны вполне осознают разрушительные последствия субсидирования, по-прежнему ведутся споры о том, имеются ли у них необходимые средства для решения этой проблемы. В конце концов, отмена льгот, к которым люди уже привыкли, может оказаться рискованным шагом с политической точки зрения.

«Великий азиатский магнит» тянет к себе СПГ

В ближайшие годы ожидается замедление темпов экономического роста Китая. Однако зачастую показатели, которые по отношению к Китаю выглядят умеренными, для прочих стран мира считаются необычайно высокими. Для примера можно сравнить прогнозируемые темпы роста ВВП в 2010 году: 10,2% в Китае и лишь 2,3% в США и 1,5% в странах ЕС-27. Этот рост в сочетании со стремлением руководства страны к диверсификации топливных поставок и снижению уровня выбросов вредных веществ в атмосферу служит чрезвычайно хорошим предзнаменованием для рынков СПГ

Прочие страны Азии также вносят свой вклад в рост спроса на природный газ. Хотя спрос в Японии и Южной Корее, традиционно импортирующих СПГ, а также в многообещающей с экономической точки зрения Индии растет не такими высокими темпами, эти государства по-прежнему являются привлекательным объектом для экспорта, при этом рост спроса на природный газ здесь обусловлен в основном теми же факторами, что и в Китае. В соответствии с базовым сценарием, подготовленным Международным энергетическим агентством, ожидается, что к 2030 году мировой первичный спрос на газ вырастет на 41% и составит 4,3 трлн. куб. м, при этом более 80% роста придется на долю покупателей Азиатско-Тихоокеанского региона и в особенности Китая, который продолжает реализацию программ индустриализации и урбанизации. Какие же регионы увеличат поставки для удовлетворения этого спроса?

По мере того как «великий азиатский магнит» тянет СПГ на восток, компании Северной Америки могут обнаружить, что они выступают в роли, которую и представить себе не могли десять лет назад, — мировых экспортеров. В условиях значительных объемов внутреннего предложения природного газа, добываемого из нетрадиционных источников, ряд компаний в США и Канаде недавно приостановили планы по созданию установок регазификации и рассматривают варианты строительства дополнительных заводов по сжижению газа. Это позволит некоторым североамериканским производителям экспортировать продукцию за пределы перенасыщенного Атлантического бассейна в страны Азиатско-Тихоокеанского региона с их растущей потребностью в природном газе, что будет способствовать продолжающейся глобализации газовых рынков.

В частности, на эффект глобализации придется обратить внимание Австралии. Обладая преимуществами географической близости к Китаю и репутацией надежного поставщика, Австралия стремительно набирает силу как соперник Катара, а в скором времени может превзойти Индонезию и Малайзию и стать лидиром мирового экспорта СПГ в 2010 и последующих годах. Однако дополнительная напряженность рынка в связи с поставками североамериканских производителей может затруднить развитие быстрорастущей отрасли СПГ в Австралии. Стремление Австралии завершить прочие проекты по созданию мощностей СПГ и крупномасштабные инфраструктурные проекты раньше мировых соперников приведет к усилению борьбы за кадровый капитал (инженеров, менеджеров проекта и геологов) и затруднит доступ к проектному финансированию и материальным ресурсам. Тем не менее, ожидается, что Австралия будет играть важную, если не основную, роль в удовлетворении китайского и азиатского спроса на газ и иные ресурсы, необходимые для работы суперпроизводительных экономических систем этих стран.

Преимущества добрососедского обмена энергией между Россией и Китаем

Годы нерегулярных переговоров завершились вступлением двух крупнейших мировых игроков рынка энергетики в новую эпоху энергетического сотрудничества в нефтегазовом секторе. Недавно завершилось строительство первого нефтепровода между Россией и Китаем. Это выгодно для обеих сторон: России необходимы новые рынки сбыта, а Китай платит огромные транзитные сборы за поставки с Ближнего Востока.

Завершилось строительство первого нефтепровода между Россией и Китаем — отвода трубопровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан» (ВСТО) в город Дацин, крупнейший центр нефтепереработки в Китае.

Ориентация России на увеличение объемов экспорта нефти и газа в страны Азии полностью оправдана с экономической точки зрения: на протяжении последних десяти лет Азия является если не первым по темпам роста, то по крайней мере одним из регионов-лидеров. Это резко контрастирует с перспективами экспорта российской продукции в Европейский союз (далее — ЕС), где газ, добываемый из нетрадиционных источников, оказался желанным новым источником, и многие страны ЕС строят терминалы для импорта сжиженного природного газа из прочих стран мира. Что касается Китая, новый нефтепровод поможет диверсифицировать поставки сырой нефти, гарантировать бесперебойность снабжения, а также станет эффективным рычагом контроля внутренних цен на нефть.

Завершение строительства российско-китайского трубопровода также создаст основу для реализации совместных программ по переработке сырья.

Обе страны согласились работать над созданием нефтеперерабатывающего завода (далее — НПЗ) стоимостью 5 млрд. долларов США для увеличения объема поставок продуктов переработки в Китай. В центре нефтепереработки в г. Тяньцзинь создается база для строительства НПЗ мощностью 260 тыс. барр. в день, которое должно быть завершено в течение двух лет. Этот НПЗ является совместным предприятием Китайской национальной нефтяной корпорации и крупнейшей российской государственной нефтяной компании «Роснефть».

Новая эра энергетического сотрудничества, вероятно, создаст основу для участия прочих стран Азии в увеличении спроса на нефть и газ в этом регионе. Одним из стратегических партнеров России в Азиатско-Тихоокеанском регионе является Вьетнам. Это одно из немногих государств, принимающих участие в добыче нефти на территории России. Совместное предприятие «РУСВЬЕТПЕТРО» уже приступило к разработке нефтяных месторождений в Ненецком автономном округе. Также продолжаются переговоры на высшем уровне по вопросу экспортных поставок газа в Южную Корею и Японию.

Диверсификация экспорта энергоносителей является одной из основных тенденций в России, при этом доля поставок нефти и газа в страны Азии, по-видимому, вырастет к 2015 году до 10–13%. В свою очередь, страны Азии продолжат диверсифицикацию поставщиков и стимулирование сотрудничества с целью заключения долгосрочных контрактов на поставку нефти и газа на взаимоприемлемых коммерческих условиях.

Глубоководное бурение продолжается, но с рядом существенных оговорок

Трагическая авария на платформе Deepwater Horizon вследствие нерегулируемого выброса и произошедший в результате разлив нефти привели к приостановке глубоководного бурения — но лишь на время. Несмотря на значительный прогресс в развитии возобновляемых и иных альтернативных источников энергии, на протяжении следующих 25 лет нефть и газ продолжат превалировать в составе мирового предложения энергоносителей. Поскольку многие страны стремятся увеличить объемы внутренней добычи нефти и газа, они, по-видимому, поддержат увеличение объемов глубоководной разведки и добычи, несмотря на недавние события. Неудивительно, что добывающие компании продолжают с удовольствием использовать возможности глубоководного бурения.

Хотя глубоководное бурение будет продолжаться, тем не менее, по мнению многих отраслевых наблюдателей, в этой области произойдет ряд изменений. Авария в Мексиканском заливе создала новое представление о цене риска. Размер ответственности, связанной с разливом нефти в результате этой аварии, по всей вероятности, составит более 35 млрд. долларов США, что значительно превышает предыдущие отраслевые оценки в отношении затрат в случае развития «пессимистического сценария». Для сравнения: эта сумма больше рыночной стоимости 90% компаний, в настоящее время работающих в Мексиканском заливе, что позволяет предположить, что лишь некоторые крупнейшие из них смогут выдержать подобный финансовый удар.

Аналогичным образом нефтегазовые компании во всем мире в настоящее время пересматривают свою политику безопасности с целью обеспечения стабильности деятельности. Такой пересмотр часто включает определение и количественную оценку рисков в области охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды в соответствии с новым представлением о стоимости риска, а также внедрение эффективных методов управления и контроля таких рисков. Кроме того, это зачастую влечет за собой определение конечной ответственности и четкое распределение ролей и ответственности в целях реализации принципов и процедур в области охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды.

Дополнительно отметим, что проблема ответственности распространяется по удлиненной цепочке создания стоимости. К примеру, в свете аварии в Мексиканском заливе и прочих недавних происшествий страховые компании также вынуждены переоценить риски и пессимистические сценарии, а также определить, кто несет конечную ответственность — оператор буровой платформы, владелец или те, кто работает над противовыбросовым оборудованием. В результате взрыва на платформе Deepwater Horizon размер страховых взносов в мировой энергетической отрасли вырос до 30%. Более того, руководство нефтегазовых компаний постепенно начинает обсуждать вопрос о достаточной сумме страхового покрытия. По мнению некоторых аналитиков и страховщиков, пределы ежегодной совокупной ответственности компаний, ведущих разведку и добычу нефти шельфовых месторождений, должны быть установлены в размере 10–20 млрд. долларов США. Эти суммы многократно превышают доступные лимиты по индивидуальному страхованию ответственности. Следовательно, необходима новая модель с участием нескольких страховых и перестраховочных компаний.

Одна из возможных структур предусматривает консорциум страховщиков и перестраховщиков, каждый из которых предоставляет единые цены и условия, а также фиксированный уровень емкости. В рамках другой модели рассматриваются традиционные договоры страхования или перестрахования на базе полиса по подписке с гибкими ценами, условиями и лимитами. Еще одна модель предлагает создание пула, взносы в который совершаются в соответствии с долей компании на рынке. Однако окончательное решение может отличаться от рассмотренных выше структур. Еще один вариант основывается на модели, впервые примененной и используемой уже многие годы в ядерной промышленности, — это общества взаимного страхования, принадлежащие их участникам. Эта модель предлагает очевидное преимущество обмена информацией, что дает компаниям возможность обмениваться опытом по усовершенствованию способов управления рисками.

В поисках покупателей: освоение сланцевого газа требует новых рынков

Недавнее открытие нетрадиционных источников природного газа в Северной Америке изменило правила игры. Подобное событие изменит ситуацию на рынке не только с точки зрения дополнительного газообеспечения, но и в отношении влияния подобных открытий на стоимость традиционного и сжиженного природного газа.

Большой неожиданностью стало обнаружение нетрадиционных источников природного и, в частности, сланцевого газа в Соединенных Штатах. Комитет по газовым ресурсам в США (группа волонтеров, в которую входят разработчики, геологи и экономисты нефтегазового сектора) периодически производит переоценку недоказанных национальных запасов природного газа. В своем отчете за 2008 год, выпущенном в сентябре 2009 года, Комитет оценил запасы газа в США по экспоненте от 32,7 трлн. куб. м до 47,4 трлн. куб. м с увеличением на 45%. Еще более точная оценка была проведена Службой информации по энергетике США, согласно которой неосвоенные запасы природного газа составляют 54,3 трлн. куб. м. Данная информация имеет как положительное, так и отрицательное воздействие на текущие и будущие проекты по созданию инфраструктуры СПГ.

Начнем с положительного: получение природного газа из нетрадиционных источников в Северной Америке кардинальным образом изменило энергетическую картину Соединенных Штатов, которые теперь, возможно, смогут самостоятельно себя обеспечивать. Подобное изобилие, в свою очередь, способствует экспорту в другие регионы и страны, в частности Азию и Китай. Согласно некоторым прогнозам на конец текущей декады спрос Китая на газ увеличится в четыре раза с 80 млрд. куб. м в год в 2009 году до 320 млрд. куб. м. Подобное увеличение объемов потребления природного газа в Китае является важным критерием для прогнозов развития нефтегазовой промышленности, согласно которым в течение следующих 20 лет природный газ станет самым быстроразвивающимся среди основных источников топлива. Более того, спрос на газ в США весьма незначительный, поэтому прогноз относительно цен в обозримом будущем варьируется от 5,00 до 7,00 долларов США. Низкие цены на газ позволяют электроэнергетическим предприятиям перейти с угля на газ и, таким образом, сократить выбросы CO2. Текущая ситуация также благоприятна для перехода США из статуса импортера газа в статус экспортера, опережающего при этом Россию и одновременно включенного в список ведущих газодобывающих стран в мире. Недавнее убеждение в том, что США будет зависеть от импорта СПГ с целью покрытия дефицита, более не актуально.

Так же как и в США, освоение сланцевого газа в Канаде смешало все карты. Репутация Канады как производителя с низким уровнем риска привлекла азиатских игроков на рынок для поиска новых поставщиков. Подобный покупательский бум со стороны азиатских стран отражает долгосрочную положительную тенденцию цен на природный газ и желание некоторых крупных игроков, включая Reliance Industries (Индия), Китайскую национальную нефтяную корпорацию, Mitsui (Япония) и Korea Gas, занять выгодную позицию на рынке. Эти компании имеют преимущества благодаря доступу к новым запасам и приобретению последних технологий по добыче, которые могут использоваться для разработки их собственных месторождений.

Теперь об отрицательном влиянии этих новых открытий: в то время как новые запасы из любых источников, как правило, являются поводом для празднования, новые запасы из нетрадиционных источников ведут к отсрочке реализации проектов и в некоторых случаях к списанию активов. Одним из примеров могут служить сроки реализации проекта по аляскинскому и арктическому газообразованию. Некоторые эксперты предсказывают, что ввод в эксплуатацию месторождений Alaskan North Slope и MacKenzie Delta gas стоимостью 58 млрд. долларов США может быть отложен в лучшем случае на 15 лет с ожидаемой даты в 2015–2020 годах. Норвежская нефтегазодобывающая компания Statoil недавно списала стоимость своего СПГ-терминала в Коув-Пойнте (штат Мэриленд, США), так как недавние открытия сланцевого газа в США сократили потребность в СПГ. Другой СПГ-терминал в Голдборо (провинция Новая Шотландия, Канада) приостановит свою деятельность в связи с низким уровнем цен на природный газ наряду с обнаружением сланцевого газа в Северной Америке. Таким образом, увеличение запасов газа оказало и негативное воздействие на проекты по созданию инфраструктуры СПГ и, скорее всего, принудит компании к перераспределению своих финансовых ресурсов.

Возобновление освоения Северного моря

Благодаря рекордному количеству лицензий на поисково-разведочные работы (356), выданных в связи с последними согласованиями и новыми открытиями, интерес к инвестированию в Северное море, которое остается достаточно перспективным регионом, по-прежнему держится на высоком уровне. Эта ситуация в корне противоречит мнению, бытовавшему всего лишь год назад, согласно которому финансовый кризис сделал привлечение капитала для энергетических компаний крайне сложной задачей. Благодаря недавним открытиям инвесторы вновь поверили в существование больших возможностей для компаний, намеревающихся использовать новые технологии для продолжения разработки старых месторождениях или освоения территорий близ ранее открытых месторождений.

Среди новых открытий месторождение Catcher в секторе 28/9 центральной части Северного моря, запасы которого по первоначальным данным составляют 300 млн баррелей нефти; месторождение Blakeney, расположенное в 150 километрах к востоку от Абердина, запасы которого по первоначальным данным составляют от 60 до 1 00 млн баррелей; Cladhan, расположенное к северо-востоку от Шетландских островов, которое согласно отраслевым данным содержит от 100 до 200 млн баррелей. Эти новые месторождения подтверждают мнение о том, что капиталовложения в Северное море будут расти и, несмотря на большой объем восстановленных запасов, резкого сокращения не предвидится, — скорее произойдет постепенное снижение с некоторыми колебаниями в сторону повышения. Подобные капиталовложения основываются на предварительном сборе и толковании данных. Более того, технологии и процессы подводной добычи также играют чрезвычайно важную роль в развитии освоения Северного моря, так как его месторождения, которые ранее считались недоступными, в настоящее время становятся технологически и экономически целесообразными.

В то время как средний объем офшорных месторождений Северного моря уменьшается, сроки, отводимые на разработку планов для более мелких месторождений, сокращаются. Многие специалисты склоняются к применению стандартного скоростного подхода для более быстрого и дешевого освоения небольших месторождений в отличие от крупных месторождений, которые зачастую требуют подготовки специализированных планов разработки. Использование в ходе реализации проектов стандартного оборудования также позволяет провести предварительную корректировку расходов: если стандартная методика не подходит для реализации проекта, средства могут быть перераспределены в пользу альтернативных программ. Некоторые аналитики считают, что применение стандартных решений может привести к сокращению затрат на 30–40%.

Другим способом экономии является изменение способов операционной деятельности вспомогательных судов. Согласно данным, предоставленным судоходной компанией Solstad Offshore, некоторые показатели, такие как закрепление якорем, а не динамическое позиционирование судна при помощи двигателей, могли бы значительно сократить затраты на топливо. Среди других вариантов — дрейф судна, использование только необходимого количества двигателей, а также повышение эффективности коммуникаций с клиентами с тем, чтобы суда прибывали, когда это действительно необходимо, а не раньше положенного срока. Используя данные методы снижения расходов суда могли бы сэкономить от 10 до 20% на затратах на топливо, не говоря уже о пользе для окружающей среды. Типовое крупное судно, используемое в нефтедобыче и расходующее 5 тыс. метрических тонн (т) топлива в год, обычно производит 15 тыс. т CO2, 270 т оксида азота и 10 т оксида серы ежегодно. Любое сокращение будет целесообразно как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Таким образом, ввиду продолжающегося роста потребности в нефти в мире, поисково-разведочные работы и добыча в Северном море, вероятнее всего, будут играть важную роль еще многие годы.

Подобное притягивается подобным, а ведущие компании ожидают от потенциальных партнеров высших стандартов качества

Сможет ли отрасль удовлетворить будущий спрос на электроэнергию, будет зависеть в основном от способности международных нефтегазовых компаний (далее — МНК) устанавливать партнерские отношения. Несмотря на то, что МНК и ННК уже имеют большой опыт совместной работы, критерии, по которым они судят о перспективах сотрудничества друг с другом, меняются.

При сотрудничестве с МНК национальные нефтяные компании и страны, где ведется нефте- и газодобыча, расширяют список приоритетов: помимо технологий и инвестиций, значимую роль приобретает управление рисками и повышение операционной эффективности. Подобная модель отчасти является следствием новой практики в отношении социальной, финансовой и экологической составляющих цены риска, сформировавшейся после прорыва скважины Макондо на дне Мексиканского залива. Она также связана с растущей обеспокоенностью по поводу экологического контроля в странах, где ведется нефте- и газодобыча, и решения иностранными инвесторами вопросов планирования использования водных и земельных ресурсов, а также выбросов парниковых газов.

МНК также становятся более разборчивыми при выборе компаний, с которыми они работают. В то время как давление на МНК со стороны государств, в которых ведется добыча, в отношении развития инновационных подходов к привлечению ресурсов на рынок повышается, МНК все больше и больше осознают, что развития только лишь передовых технологий не достаточно. В настоящее время основное внимание уделяется возможности осуществления интеграции технологических инноваций с учетом операционной и экологической безопасности и эффективности. Таким образом, МНК все больше заинтересованы в поиске партнеров — ННК, поставщиков услуг или других компаний, занимающихся добычей и переработкой нефти, также стремящихся к достижению высших стандартов операционной эффективности. Принципы, разделяемые партнерами, позволяют более успешно внедрять новые технологии и снижать риски.
Мировые нефтегазовые компании продолжают делать то, к чему привыкли, оставляя альтернативные источники энергии специализированным фирмам

Будущее ископаемого топлива остается неизменным, несмотря на широко распространенное мнение об изменении климата. Согласно прогнозам ООН к середине столетия население мира увеличится на два миллиарда человек. Также к 2030 году около трех миллиардов человек в развивающихся странах приобретут автомобили и поднимутся до среднего уровня структуры потребления. Подобное развитие приведет к повышению спроса на ископаемое топливо, несмотря на быстрый рост альтернативных форм энергии, таких как ветровая и солнечная. Оно также подразумевает, что мировым нефтегазовым компаниям не придется отходить от своей основной деятельности для нахождения новых привлекательных возможностей для бизнеса.

Подобная установка все больше отражается в стратегиях мировых нефтегазовых компаний, которые остаются верны углеводородам. К примеру, Saudi Aramco пополняет свои запасы и старается увеличить темпы добычи своих крупнейших нефтяных месторождений в два раза, чтобы удвоить средние мировые показатели в рамках программы по удовлетворени