Нефтегазовая отрасль в 2023–2024 гг. Анализ изменения состояния на примере крупнейших в мире публичных нефтегазовых компаний - Рынок

Ключевые слова: запасы, добыча, углеводороды, газ, нефть, геолого-разведочные работы, жидкие углеводороды, СПГ, ЖУВ, углеводородное сырье, УВС.

Мировая нефтегазовая отрасль в 2023–2024 гг. продолжала испытывать сильное влияние геополитических факторов, однако после перестройки мировых рынков и маршрутов поставок УВС в 2022 г., вызванных введением санкций на российские нефть и газ и что привело к скачку цен, можно сказать что 2023 и 2024 гг. стали временем относительной стабилизации.

В 2024 г. потребление странами Европы российских УВС начало расти, по итогам 2024 г. РФ поставила 54,45 млрд куб. м газа, став вторым по величине поставщиком на европейском рынке (1 место у Норвегии, поставившей в страны ЕС 93,3 млрд куб. м, третье – у США, 51,3 млрд куб. м). Однако прекращение с 01.01.2025 г. транзита газа через Украину может привести к тому, что доли игроков на европейском рынке вновь изменятся, поскольку единственным путем поставок трубопроводного газа РФ в Европу сейчас остается турецкий маршрут.

Данная статья является продолжением публикаций по состоянию нефтегазовой отрасли в 2020–2023 гг., опубликованных в журнале «Neftegaz.Ru» (№ 2/2023 и № 3/2024), и посвящена рассмотрению деятельности ключевых компаний отрасли.

Принципы анализа и методология

В статье проведен сравнительный анализ ключевых показателей деятельности крупнейших нефтегазовых компаний – 11 зарубежных (ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Shell, BP, TotalEnergies, Equinor, Eni, PetroChina, Sinopec, Saudi Aramco) и 4 отечественных (ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Газпром»). Эти компании на 01.01.2024 г. владели 23,4 % мировых запасов газа, 21,4 % запасов нефти, их доля в общемировой добыче за 2023 г. составила 34,2 % для газа и 36,5 % для ЖУВ. Доминирующее положение 15 компаний на рынке позволяет оценить важнейшие тренды отрасли на основании анализа их деятельности.

Поскольку в отрасли используется имперская система мер (запасы приводятся в баррелях и куб. футах, добыча – в баррелях и куб. футах в день), все производственные показатели были приведены к метрической системе, финансовые результаты выражены в долларах США с переводом по курсу на последний день рассматриваемого периода. В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 12.03.2022 № 351 [1] в годовых отчетах российских компаний за 2022–2023 гг. не полностью раскрываются данные по результатам финансовой и операционной деятельности.

В географическом отношении каждая компания использует собственное исторически сложившееся географическое деление. Для унификации отчетных данных в данном исследовании принято следующее деление регионов: Азия (включая РФ) и Океания, Европа, Америка и Африка. Китайские компании (PetroChina и Sinopec Corp.), а с 2022 г. и компании РФ выделяют только основной регион деятельности, давая зарубежные проекты общим итогом.

Добыча

Согласно данным годовой отчетности анализируемых компаний [2–16], объем добычи природного газа в 2023 г. составил 1 387,06 млрд куб. м, снижение относительно уровня 2022 г. (1 441,33 млрд куб. м) составило 3,77 %.

Наибольший уровень добычи природного газа в 2023 г. (рисунок 1) обеспечили ПАО «Газпром», на долю которого пришлось 28,1 % суммарной добычи рассматриваемых компаний (389,88 млрд куб. м), PetroChina (10,1 %, 139,73 млрд куб. м) и Saudi Aramco (8,0 %, 110,35 млрд куб. м).

Наибольший прирост как в процентном, так и в абсолютном значениях наблюдается у ПАО «НК «Роснефть», активно развивающей газовую ветвь бизнеса. Добыча газа выросла до 92,7 млрд куб. м (прирост составил 18,30 млрд куб. м, +24,6 % к показателю 2022 г.). Добыча газа компаниями PetroChina и Sinopec в 2023 г. возросла на 5,5 и 7,1 %.

Значительное снижение добычи газа произошло у TotalEnergies (на 26,4 %, с 69,89 до 51,44 млрд куб. м) и ПАО «Газпром» (на 12,1 %, с 443,6 млрд куб. м до 389,88 млрд куб. м), на 7 % сократилась добыча Shell и ExxonMobil. Добыча остальных компаний сохранилась на уровне 2022 г.

Если рассмотреть динамику добычи по регионам (рисунок 2), то в 2023 г. в Азии и Океании добыча сократилась на 4,12 %, что обусловлено сокращением добычи природного газа ПАО «Газпром», которое обеспечивает 36 % добычи региона. В Европе добыча газа уменьшилась на 8,46 %, главным образом за счет выхода Shell и ExxonMobil из европейских проектов. В Африке снижение добычи составило 1,91 %, что обусловлено выходом крупных компаний из проектов на суше. Увеличение добычи природного газа в 2023 г. наблюдалось только на Американском континенте (на 1,61 %), основной прирост получен на приобретенных Chevron участках (+3,42 млрд куб. м). Китайские PetroChina и Sinopec Corp. и также российские компании в 2023 г. не раскрывают в отчетности подробную информацию о регионах, где ведется деятельность по добыче УВ. При невозможности локализовать добытые на зарубежных проектах объемы, они учитывались в суммарной добыче компании.

В 2023 г. объем добычи ЖУВ (включая нефть, синтетическую нефть, ШФЛУ, ГК и битумы) анализируемыми компаниями составил 1 646,60 млн т, что на 1,22 % ниже показателя предыдущего года. Главная причина сокращения добычи – сделка ОПЕК+.

Максимальное сокращение добычи наблюдается у Saudi Aramco (рисунок 3), добыча в рамках договоренностей ОПЕК уменьшилась на 42,72 млн т (-7,44 %). Наибольший прирост наблюдается у Equinor, добыча ЖУВ выросла на 5,43 млн т (+11,83 %).

В 2023 г. добыча ЖУВ ПАО «Газпром» по сравнению с уровнем предыдущего года увеличилась на 3,91 %, с 86,19 млн т до 89,56 млн т. Рост добычи получен на ачимовских отложениях Уренгойского НГКМ и проектах ПАО «Газпром нефть». ПАО «НК «Роснефть» увеличило добычу на 3,60 млн т, что составило 1,89 %.

В 2023 г. добыча ЖУВ в Европе увеличилась на 2,35 % (с 64,37 млн т до 65,89 млн т) (рисунок 4). В Америке добыча ЖУВ увеличилась на 7,31 %, наибольший рост обеспечила ExxonMobile (+4,73 млн т), которая, как и Chevron (+4,13 млн т) и ConocoPhillips (+4,38 млн т), прирастила добычу в первую очередь за счет приобретения активов

Геолого-разведочные работы

Для поддержания обеспеченности запасами УВ компании как приобретают активы уже подготовленные к разработке, так и ведут геолого-разведочные работы (ГРР). Необходимо отметить, что с 2014 года мировая нефтегазовая отрасль столкнулась с проблемой недофинансирования: в условиях снижения цен на УВС в 2015–2016 гг., большинство международных коммерческих компаний сократили затраты, в том числе и на ГРР, что имеет накопительный эфффект. По оценкам Форума стран экспортеров газа [17], объем ГРР на УВС в денежном выражении сократился за 2013–2023 гг в 2,5 раза, со 150 до 61 млрд долл. США. Такое сокращение работ вызвало падение объема открытий УВ за 2014–2023 гг. в 4,5 раза, с 3,2 до 0,704 млрд т н.э. (рисунок 5). Такая тенденция несет риски снижения обеспеченности отрасли запасами УВ, поскольку коэффициент восполенния запасов газа в 2021 и 2023 гг. уже составлял менее 15 %, а также приводит к росту стоимости прироста запасов: так, стоимость прироста запасов газа в 2023 г. выросла относительно 2022 г. более чем вдвое – с 18,9 до 38,7 долл. США за т н.э.

Несмотря на значительный рост доходности отрасли в 2022–2023 гг. за счет роста цен на УВ, практически все частные компании оставили бюджет на ГРР без изменений. Сверхдоходы были направлены на приобретение активов с уже доказанными запасами и на программы обратного выкупа акций.

Рассмотрим деятельность ведущих компаний отрасли в области ГРР. В целом по рассмотренным компаниям объем ГРР в денежном выражении не изменился. Необходимо отметить, что российские компании, за исключением ПАО «Газпром», которое в своей отчетности приводит затраты по статье «Разведка и разработка», воспользовались возможностью не раскрывать финансовые показатели, предусмотренной Постановлением Правительства РФ [1], и на графике (рисунок 6) не показаны.

Наиболее значительно сократила затраты на ГРР компания Petrochina – на 1 001 млн долл. США, что составляет 25,51 %. Заметное сокращение затрат также произошло у ExxonMobil (на 12,88 %, с 1 079 до 940 млн долл. США), ConocoPhillips (на 29,43 %, с 564 до 398 млн долл. США) и TotalEnergies (на 43,99 %, с 1 023 до 573 млн долл. США).

Ряд анализируемых компаний показали рост затрат на ГРР: так, в 2023 г. Shell потратила на ГРР 2 968 млн долл. США, что выше показателя предыдущего года на 29,32 %, в абсолютном соотношении прирост затрат составил 673 млн долл. США. Значительно выросли затраты на ГРР у ВР (+ 68,01 %, увеличились на 438 млн долл. США) и Equinor (+17,28 %, увеличились на 188 млн долл. США).

В Европе и Америке суммарные затраты анализируемых компаний увеличились на 4,57 % и 5,19 % соответственно (рисунок 7). При этом наибольший рост затрат на Американском континенте наблюдался у Shell (на 365 млн долл. США), а на Европейском континенте у Equinor (на 168 млн долл. США).

На Африканском континенте затраты на ГРР за рассматриваемый период увеличились наиболее значительно – на 32,31 % (с 1 560,29 до 2 064,44 млн долл. США), преимущественно за счет увеличения объема ГРР на морских участках. Рост затрат был обеспечен за счет BP – на 393 млн долл. США и Shell – 277 млн долл. США. Американские компании ExxonMobil, Chevron и ConocoPhillips затраты на ГРР в регионе сократили.

Суммарное снижение затрат на ГРР в Азии и Океании составило 752,67 млн долл. США. Максимальное снижение затрат на ГРР в 2023 г. было отмечено у Petrochina (на 1 000,91 млн долл. США), значительное снижение в 2023 г. в АТР было отмечено у TotalEnergies, BP (прчиина – выход из проектов в РФ) и ExxonMobil.

Запасы

Запасы природного газа анализируемых компаний в 2023 г. снизились на 0,42 % по сравнению с объемами запасов 2022 г. (рисунок 8). ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ» в годовой отчетности за 2023 г. не предоставляли информацию о запасах природного газа. Максимальный прирост запасов газа в абсолютном значении был достигнут Saudi Aramco – на 157,08 млрд куб. м (на 3,83 %), а в процентном отношении – TotalEnergies (на 14,21 %, с 682,52 млрд куб. м до 779,52 млрд куб. м). Также прирост запасов природного газа наблюдается у Shell (на 4,39 %) и Sinopec (на 4,14 %).

Наибольшее сокращение запасов наблюдается у компании ExxonMobil: сокращение составило 8,40 %, в абсолютном значении – 89,58 млрд куб. м. Запасы природного газа компаний Eni, ConocoPhillips и BP снизились приблизительно на 5 %.

Запасы газа значительно сократились в Европе – на 9,54 %, главным образом за счет сокращения запасов у компании TotalEnergies (рисунок 9). Запасы газа в Азии и Океании и на Американском континенте сократились на 0,45 % и 1,61 % соответственно.

В Африке запасы природного газа увеличились на 91,33 млрд куб. м благодаря компании TotalEnergies, запасы газа которой в данном регионе увеличились на 40 %, с 300,59 млрд куб. м до 421,13 млрд куб. м.

Суммарные запасы ЖУВ рассматриваемых компаний в 2023 г. сократились на 6,63 %, с 43 380,64 млн т до 40 502,36 млн т (рисунок 10). ПАО «НК «Роснефть» в годовом отчете 2023 г. не предоставила информацию об объемах запасов ЖУВ.

Значительное уменьшение запасов ЖУВ в 2023 г. произошло у Saudi Aramco – в 2023 г. запасы компании снизились на 3,8 %, 1 170,94 млн т. У ПАО «Газпром», ExxonMobil, BP, TotalEnergies и PetroChina запасы сократились на 27–45 млн т, что составило 1–6 % от общего объема запасов компаний. В 2023 г. наибольший прирост запасов (39,84 млн т) получили ConocoPhillips (+6,99 %) и Equinor (+4,23 %, 14,60 млн т) по результатам переоценки, ГРР и за счет применения методов интенсификации добычи.

Запасы ЖУВ в абсолютном значении наиболее значительно (на 1 192,34 млн т) снизились в Азии и Океании (-3,04 % относительно объема запасов 2022 г., рисунок 11). Наибольшее сокращение запасов ЖУВ в этом регионе приходится на компанию Saudi Aramco. В 2023 г. наиболее значительно в процентном соотношении снизились запасы Европейского континента – на 9,30 %, в Америке снижение наименьшее из рассматриваемых регионов – на 2,07 %. Частично снижение запасов можно объяснить снижением цен на нефть, из-за чего эксплуатация некоторых залежей стала экономически нецелесообразной.

Одним из важнейших пареметров, характеризующих устойчивость добывающих компаний является обеспеченность запасами. Частные добывающие компании, как правило, поддерживают этот параметр на уровне 7–12 лет, что объясняется тем, что поддержание на баланcе компании значительных запасов, не вовлеченных в разработку, оказывает негативный характер на финансовую отчетность. Запасы таких компани поддерживаются за счет постоянной доразведки и перевода запасов из вероятных в доказанные, а также за счет приобретения новых месторождений.

Государственные компании (ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», Saudi Aramco) и в несколько меньшей степени частные компании РФ являются гарантом энергетической стабильности своих стран и несут занчительную социальную нагрузку, поэтому поддержание обеспеченности запасами на высоком уровне является вопросом обеспечения политической и экономической стабильности. Компании КНР на данный момент обладают достаточно низкой обеспеченностью запасами, что объясняется особенностями баланса УВ в КНР (представленного в значительной мере сланцевыми и трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа, а также метаном угольных пластов) геологическая обстановка не позволяет одномоментно поставить на баланс значительный объем, однако ведется большая работа по разведке новых месторождений, в т.ч. на больших глубинах (т.н. проект «Deep Earth»).

Тенденции развития нефтегазовой отрасли

В 2020–2024 гг. нефтегазовая отрасль испытsвала сильнейшее влияние колебаний цен на УВС,что оказало влияние на результаты деятельности сегмента «Разведка и добыча» всех компаний отрасли. На рисунке 13 показана динамика цен на нефть сорта Brent и природный газ на ведущих европейской (хаб TTF) и американской (хаб HH) торговых площадках и прибыль сегмента «Разведка и добыча» 11 зарубежных компаний (российские компании не предоставляют финансовую отчетность по междунарожным стандартам в полном объеме в соответствии с [1], и данные по ним недоступны).

После падения цен в 2020 г. на фоне снижения спроса в результате пандемии COVID-19 2021 г. был годом стабилизации. В 2022 г. после отказа стран ЕС от российского газа начался рост цен: в августе 2022 г. на ключевом европейском газовом хабе (TTF) стоимость газа достигала 3810,4 долларов/ 000 м³. Такой рост цен позволил компаниям показать в 2022 г. рекордную прибыль в сегменте «Разведка и добыча». Увы, эти прибыли, как было сказано ранее, не были в массовом порядке направлены на ГРР. Стабилизация цен в 2023–2024 гг. в результате переориентации цепочек поставок и замещения природного газа в Европе на СПГ привела к некоторому снижению прибылей: по итогам 2023 г. прибыль рассмотренных компаний снизилась на 28,8 %, с 494,2 до 352,2 млрд долл. США. Снижение цен продолжалось и в 2024 г. (за 8 месяцев 2024 г. стоимость газа на TTF снизилась относительно 2023 г. на 25 %, с 466 до 349 долл. США), в результате стоит ожидать дальнейшего снижения прибылей компаний отрасли. Ориентировочно, для компаний, рассмотренных в статье, в 2024 г. она не превысит 250 млрд долл. США.

В региональном разрезе развитие МСБ в 2023 г. показало снижение активности во всех регионах. Лидерами по количеству проектов, по которым принято окончательное инвестиционное решение, в 2023 г. стали Северная и Южная Америка и Азия, при этом количество решений о разработке проектов сократилось в обоих регионах. Общее количество проектов, по которым принято окончательное инвестиционное решение по данным Global Energy Monitor [18], представлено на рисунке 14.

Северная Америка

В североамериканском регионе в 2023 г. основной объем ГРР по-прежнему приходился на шельфовые проекты в Мексиканском заливе и ТРИЗ в континентальных бассейнах, включая сланцевые толщи. Одно из ключевых событий – принятие компанией ConocoPhillips окончательного инвестиционного решения по проекту Willow на Аляске, пиковая добыча которого оценивается в 24,6 тыс. т нефти в сутки [19].

Компании США (ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips) все более концентрируют свою деятельность в сланцевых бассейнах континентальных штатов: ConocoPhillips значительно расширило ресурсную базу за счет активов приобретенной в 2024 г. компании Marathon Oil в наиболее конкурентоспособных сланцевых бассейнах США – Eagle Ford (Техас), Bakken (Северная Дакота), Permian (Нью-Мексико и Техас) и в Оклахоме [20]; ExxonMobil в 2024 г. закрыла сделку по приобретению крупнейшего независимого игрока на сланцевом рынке – компании Pioneer Natural Resources Co., владеющей значительными площадями в бассейне Midland [21].

Еще одним трендом стало расширение работ на шельфе Мексиканского залива и развитие в регионе инфрастуктуры для экспорта СПГ. В 2025 г. планируется к запуску СПГ-терминал Golden Pass, совместное предприятие ExxonMobil и Qatar Petroleum, которое позволит экспортировать около 18 млн т/год СПГ.

В Канаде ряд крупнейших компаний отказались от участия в проектах разработки нефтеносных песков. Предпосылка к развитию тренда стостоит в том, что нефть битуминозных песков относится к ТРИЗ, стоимость ее высока и является углеродоемкой, что делает ее менее рентабельной в условиях энергоперехода. Так, в 2024 г. Chevron продала долю в нескольких проектах в Канаде Canadian Natural Resources. Кроме того, Chevron объявила о реализации 20 % в проекте по разработке нефтеносных песков Athabasca Oil Sands Project и 70 % – в сланцевом проекте Duvernay. Ранее свою долю в Athabasca Oil Sands Project продала Shell, покупателем также выступила Canadian Natural Resources, которая довела долю в этом проекте до 90 % [22]. TotalEnergies в 2023 г. продала 50%-ную долю участия в канадском месторождении нефтеносных песков Surmont компании ConocoPhillips [23].

Южная Америка

Ситуация в нефтегазовой отрасли Южной Америки относительно стабильна: идет планомерное развитие проекта Stabroek на шельфе Гайаны. Этот проект, являющийся одним из крупнейших в отрасли, в 2023–2024 гг. стал центром двух событий.

Объявленный правительством Гайаны в 2023 г. лицензионный раунд на 14 участков недр в территориальных водах, привел к тому, что Венесуэла, имеющая с 1899 г. нерешенный территориальный спор с Гайаной из-за региона Эссекибо, занимающего около 60 % ее территории, заявила о необходимости согласования любой деятельности на морских участках с Венесуэлой и о непризнании результатов аукционов. Началась эскалация конфликта, военное решение вопроса принадлежности региона было вполне вероятным, однако переговоры президентов Венесуэлы и Гайаны, а также высказанные Бразилией и США намерения поддержать территориальную целостность Гайаны привели к замораживанию конфликта.

Второй конфликт, связанный с блоком Stabroek, имеет экономический характер: намерение Chevron Corporation приобрести за 53 млрд долл. США американскую компанию Hess Corp., которой, помимо активов на сланцевом месторождении Баккен в Северной Дакоте, в Мексиканском и Сиамском заливах принадлежит 30%-ная доля в проекте Stabroek, находится в процессе одобрения. Соглашение по проекту предполагает приоритетное право других участников (ExxonMobil и CNOOC) на выкуп доли в нефтяном месторождении. В марте 2024 г. ExxonMobil подала иск в Международную торговую палату в Париже, чтобы отстоять право преимущественной покупки доли Hess в проекте Stabroek в Гайане, рассмотрение назначено на май 2025 г. [24].

Планомерно развиваются проекты на шельфе Бразилии, основными из которых являются Bacalhau и Raia (оператор обоих Equinor), Mero и Lapa (оператор TotalEnergies). В Тринидаде и Тобаго, крупнейшем в регионе-производителе СПГ, намечена реализация проектов разработки газовых месторождений Manatee (Shell, начало добычи в 2027 г.) и Coconut (ВР, разработку планируется начать в 2026 г.).

Ситуация с нефтедобычей в Венесуэле зависит в первую очередь от геополитических факторов – санкции, снятые в конце 2023 г., были возобновлены с марта 2024 г.

Африканский континент

В Африке деятельность крупных компаний сосредоточена на севере континента, УВС этого региона легко может быть направлена в Европу. В Египте работают ExxonMobil, ВР, Sinopec, Eni, TotalEnergies, Shell и Chevron, в Алжире – Sinopec, Eni, Equinor, TotalEnergies, в Тунисе – Eni. В Ливии активно действуют Eni, которая приобрела в 2023 г. доли в морских участках у ВР, ConocoPhillips (нарастила долю в концессии Waha), а также Equinor и TotalEnergies.

Продолжается деятельность крупных компаний на шельфе Африки, реализуются проекты в области ГРР. В то же время продолжается курс на сокращение присутствия крупных компаний на континентальных участках южнее Сахары: в 2023 г. ExxonMobil прекратила деятельность в Нигерии и заявила о выходе из проектов в Экваториальной Гвинее и Чаде, Shell вышла из большинства проектов в дельте реки Нигер. На место крупных игроков приходят компании КНР (PetroChina, Sinopec, CNOOC и более мелкие), а также компании «второго эшелона». В целом по региону наблюдается большое количество приостановленных проектов, главным образом сосредоточенных в Нигерии и Ливии.

Азия и Океания

Азиатский регион остается основным драйвером развития новых нефтегазовых проектов, что связано с растущей потребностью стран АТР в сырье. Среди реализуемых в 2023 г. нефтегазовых проектов наибольшей является доля стран Ближнего Востока, также в число лидеров входят Китай, Иран, Малайзия и Индонезия. Продолжается развитие СПГ-проектов в регионе для снижения возможного дефицита на фоне растущих поставок в Европу. Темп открытий в регионе в 2023–2024 гг. снизился, крупные открытия были сделаны на месторождениях Ирана, Китая и Индонезии.

Международные компании активно участвуют в реализации проектов в ОАЭ (ExxonMobil, Shell, Eni), Катаре (ConocoPhillips, ExxonMobil), Израиле (Chevron), Азербайджане (ExxonMobil, TotalEnergies, BP), Казахстане (Chevron, ExxonMobil, Shell), Малайзии (ConocoPhillips, Shell, TotalEnergies), Ираке (Shell, ExxonMobil), Индонезии (ExxonMobil, Chevron, Eni), Вьетнаме (ExxonMobil) и Таиланде (Chevron, ExxonMobil).

В Австралии активно ведется добыча газа, который служит базой СПГ-проектов, нацеленных на страны АТР. Финальное инвестиционное решение по проекту Papua LNG, ресурсной базой которого должны были стать месторождения Elk и Antelope, было в очередной раз сдвинуто оператором (TotalEnergies) на 2025 г.

Европа

Тренды развития европейской энергетики в последние годы стабильны и включают увеличение доли ВИЭ и переход на зеленую энергетику. Разработка месторождений и проведение ГРР окончательно сместились в шельфовые районы Северного, Норвежского и Баренцева морей, где основным недропользователем является Equinor, которая в качестве приоритетных проектов выделяет разработку месторождений Johan Castberg, Irpa и Johan Sverdrup в Норвегии, а также Mariner и Rosebank в Великобритании. Необходимо отметить, что обеспеченность Норвегии, традиционного поставщика Европы, запасами УВ постепенно снижается, темпы добычи опережают прирост запасов. Кроме того, Норвегия не в состоянии нарастить темпы добычи для компенсации сокращения поставок газа из РФ. Дефицит УВ привел к тому, что в 2023 г. была возобновлена выдача лицензий на участки британского шельфа.

Вторым по значимости регионом Европы является Средиземное море. В 2024 г. была начата добыча на крупнейшем в Италии морском проекте Argo-Cassiopea в Сицилийском проливе, оператором которого является Eni, однако запасы проекта невелики (10 млрд куб. м.), а ежегодный уровень добычи (1,5 млрд куб. м в год «на полке») составляет менее 3 % потребления Италии. Освоение месторождений шельфа Средиземного моря (Aphrodite, Zohr, Leviathan, Tamar и др.), а также направление газа этих месторождений на европейский рынок требует создания транспортной инфраструктуры, а также может быть осложнено геополитическими рисками (необходимость демаркации границ, нерешенные споры по поводу территориальной принадлежности месторождений, нестабильность ситуации в регионе).

Предпосылки к увеличению газо- и нефтедобычи в Европе отсутствуют, регион продолжит оставаться зависимым от экспорта энергоресурсов, особенно из США. Снизить зависимость и насытить рынок могли бы поставки УВ из РФ по существующим маршрутам, однако решение этого вопроса является заложником политической ситуации.

Технологическое развитие

В технологическом плане большинство крупных компаний в последние 5 лет развивается стабильно – в фокусе усилий «зеленые технологии», включая улавливание и хранение CO₂, ВИЭ, использование водорода, активно разрабатываются новые материалы. Разработка оборудования и технологий для разведки и добычи у большинства компаний отошла на второй план и стала прерогативой нефтесервисных и технологических компаний, в т.ч. в рамках венчурных фондов. Развитие этих технологий идет поступательно, каких-либо заметных прорывов в 2023–2024 гг. не отмечено.

Выводы

Сверхприбыли 2022 г. позволили добывающим компаниям аккумулировать значительные средства, эти деньги были направлены преимущественно на программы обратного выкупа акций и сделки по слияниям и поглощениям (более 1 500 за 2023 г.). В то же время объемы ГРР у ведущих игроков отрасли в 2023–2024 гг. выросли незначительно. Достаточно стабильны и имеют тенденции к росту объемы ГРР у компаний с государственным участием. Частные же компании нацелены в первую очередь на получение прибыли и неохотно увеличивают инвестиции в поисково-разведочные работы, которые несут значительные геологические риски.

Объем выполненных ГРР в отрасли, несмотря на некоторый рост в 2022–2023 гг., остается недостаточным для преодоления накопленного эффекта недофинансирования за 2015–2021 гг. Такие факторы, как недостаточный объем выполняемых ГРР, постоянное усложнение МСБ газа и нефти и растущая доля ГРР на морских участках, где стоимость работ гораздо выше, чем на суше, привели к тому, что объем открытий за 2023 г. (704 млн т н.э.) стал рекордно низким за последние 76 лет. Коэффициент восполнения запасов газа в 2023 г. составил 13 %, стоимость прироста запасов выросла относительно 2022 г. более чем вдвое: газа – с 18,9 до 38,7 и нефти с 25,6 до 64,2 долл. США за т н.э.

С учетом того, что за 11 месяцев 2024 г. объявлено об открытиях в 460 млн т н.э., стоит ожидать, что отрасль может ждать очередной антирекорд и объем открытий окажется в диапазоне 500–600 млн т н.э.

Следует ожидать дальнейшего увеличения роста доли газа в добыче УВ: значение газа как наиболее экологичного ископаемого топлива подчеркивается большинством компаний, о переносе усилий на газовые проекты в 2023–2024 гг. заявили Eni и TotalEnergies, активно развивают газовые проекты ПАО «НК «Роснефть» и SaudiAramco, за первые 9 месяцев 2024 г. спрос на газ вырос на 60 млрд куб. м, что значительно опережает прогнозы и подтверждает тренд.

Компании-лидеры продолжили оптимизацию портфеля активов: деятельность в континентальной Африке южнее Сахары сокращается, что вызвано в первую очередь соображениями безопасности, на их место приходят мелкие компании Европы и США, а также китайские нефтедобывающие компании. Сокращаются объемы деятельности американских компаний в Европе, особенно на британском шельфе, где высока налоговая нагрузка и действуют многочисленные экологические ограничения. В то же время деятельность в сланцевых бассейнах США расширяется, а объявленный избранным президентом Д. Трампом лозунг «Drill, baby drill» только подтверждает эту тенденцию. В то же время ожидать резкого прироста нефте- и газодобычи не стоит, поскольку в таком случае законы рынка приведут к резкому падению цен на УВС, что окажет негативное влияние на отрасль. Даже если будет принято решение о начале освоения месторождений Аляски, строительство инфраструктуры займет длительное время, а производство ГРР на шельфе Гренландии потребует длительного цикла работ (начиная с региональных) и является высокорисковым в геологическом отношении. Даже в случае успеха ГРР, ввод в разработку месторождений арктического шельфа потребует значительных инвестиций, готовность отрасли к которым сомнительна, и срока освоения в 5–6 лет.

Среди геополитических факторов, которые могут оказать заметное влияние на отрасль – снятие санкций с нефтяной отрасли Венесуэлы, что является весьма маловероятным, и рост объема поставок российских энергоресурсов на европейские рынки, вероятность чего в близкой перспективе также мала.