Обсяги видобутку нафти в регіоні зростатимуть до 2029 року, однак затримки запуску FPSO* і скорочення витрат на обслуговування можуть стримати перспективи Бразилії

Обсяг нафтовидобутку

Загальний обсяг нафтовидобутку в Латинській Америці поза межами ОПЕК+ зросте на 1,2 млн бар./добу – до 7,6 млн бар./добу у 2030 році після пікового значення у 7,8 млн бар./добу у 2029 році. Основними драйверами залишаються бразильські офшорні родовища в передсольовій зоні, блок Stabroek у Гаяні та басейн Неукен в Аргентині. Ці джерела перекриватимуть падіння видобутку на зрілих родовищах. Додаткові обсяги можливі, якщо буде схвалено нові проєкти в Гаяні та передсольовій зоні Бразилії. У перспективі також розглядаються нові фронтірні площі — Екваторіальний шельф Бразилії та Північний басейн Аргентини.

Очікується, що видобуток у Бразилії зросте на 640 тис. бар./добу у 2024–2028 роках і досягне 4,1 млн бар./добу, однак без запуску нових проєктів обсяг скоротиться до 3,8 млн бар./добу у 2030 році. Основна частина зростання припаде на родовища Petrobras, а також активність TotalEnergies, Shell, Equinor, CNOOC і CNPC. Провідну роль відіграватиме басейн Сантус, який забезпечує 70% поточного видобутку нафти у країні.

Що заважає

Втім, затримки з проєктами, операційні труднощі та скорочення витрат на обслуговування ставлять під ризик очікуване зростання. Торік виробництво на 300 тис. бар./добу постраждало через страйки й технічні проблеми. Оновлений стратегічний план Petrobras відклав запуск шести FPSO, а зменшення витрат на техобслуговування через падіння цін на нафту призвело до зниження прогнозу на 2030 рік на 500 тис. бар./добу (у порівнянні з оцінками IEA у 2024 році).

Разом з тим, «завод FPSO» у Бразилії залишається амбітним. На родовищах Mero та Búzios до 2028 року заплановано введення 15 FPSO, з яких дев’ять вже в роботі. Petrobras планує запустити ще вісім FPSO до 2030 року, включаючи п’ять на Búzios. Загальна потужність 11 FPSO Búzios перевищить 2 млн бар./добу. Із проєктів на стадії передінвестиційних рішень (pre-FID) до 2030 року можуть бути реалізовані лише Bacalhau Phase 2 (100 тис. бар./добу, Equinor) та модернізація BRC/CRT (100 тис. бар./добу, Petrobras).

Гаяна продовжує відкриття на Stabroek Block, що розробляється консорціумом на чолі з ExxonMobil. Запаси становлять майже 12 млрд бар. нафтового еквівалента. Сьома фаза проєкту має бути схвалена до кінця 2025 року, восьма – у 2027 році. За поточними планами, обсяги видобутку подвояться: з 600 тис. бар./добу у 2024 до 1,2 млн бар./добу у 2029 році.

Суринам отримає перші офшорні барелі з блоку 58, який нещодавно схвалили TotalEnergies і APA Corporation. Розташований поруч з гаянським Stabroek Block, FPSO потужністю 220 тис. бар./добу має запуститися у 2028 році. Це дозволить збільшити видобуток країни з 20 тис. бар./добу у 2025 році до 220 тис. бар./добу до кінця десятиліття. Ще три блоки виглядають перспективно, однак потенційний видобуток можливий лише в другій половині 2030-х років.

* FPSO (Плавуча установка для видобутку, зберігання та відвантаження нафти) — це плавуча платформа, яка використовується для видобутку, переробки, зберігання та відвантаження нафти і газу з морських родовищ, особливо у віддалених районах, де немає можливості прокладати трубопроводи. Вона поєднує в собі функції бурової платформи, заводу з переробки та сховища. 

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Шалений ріст сланцевого видобутку в Аргентині, нова інфраструктура та економічні реформи формують нову нафтогазову реальність країни до 2030 року.

Пропозиція нафти

Пропозиція нафти в Аргентині, за прогнозами, зросте на 430 тис. барелів на добу до 1,3 млн барелів на добу до 2030 року, головним чином завдяки розвитку сланцевої формації Vaca Muerta у басейні Неукен. Обсяги сланцевої LTO-нафти зростуть на 500 тис. барелів на добу, до майже 900 тис. барелів, тоді як традиційне виробництво скоротиться до 230 тис. барелів на добу.

Зростання підтримується активним бурінням, гідророзривом, будівництвом нової інфраструктури та реформами. 14 квітня 2025 року президент Хав’єр Мілей скасував більшість валютних обмежень, що зняло побоювання міжнародних компаній щодо виведення прибутків з країни. Разом із законом Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ухваленим минулої осені, ці заходи гарантують 30 років стабільності для інвестпроєктів вартістю понад $1 млрд — із податковими пільгами та експортними винятками.

 інфраструктура транспортування

Наразі будується додаткова інфраструктура транспортування. Першу фазу 440-кілометрового трубопроводу Vaca Muerta Sur планують запустити до кінця 2026 року. У підсумку 700 тис. барелів на добу зможуть транспортуватися для експорту до порту Пунта Колорада в провінції Ріо-Негро. Перша фаза передбачає потужність 180 тис. барелів на добу, розширення до 550 тис. очікується в 2027 році, повна потужність має бути досягнута у 2028 році.

Vaca Muerta має високоякісні колектори, що пройшли десятилітню стадію зниження ризиків та технічного вдосконалення. Початкові обсяги видобутку (IP90) в нормалізованому вигляді конкурують із родовищами підбасейну Delaware у Перміанському басейні США та перевищують продуктивність Midland. Хоча горизонтальні свердловини ще коротші за американські, є потенціал зниження витрат на буріння.

Продуктивність свердловин в Аргентині вже конкурує з Permian, а витрати можуть знизитись

Аналітика за 2024 рік демонструє, що середній видобуток зі свердловини в Vaca Muerta близький до рівня найкращих свердловин у США, зокрема в Permian, Eagle Ford, Bakken та DJ-Niobrara. Витрати на видобуток мають потенціал для подальшого скорочення.

У той час як Аргентина зміцнює позиції, інші країни Латинської Америки стикаються зі спадом через брак інвестицій.

Перу, з поточним рівнем видобутку 120 тис. барелів на добу сирої нафти та NGL, оголосила про план збільшення інвестицій в upstream протягом наступних п’яти років. Це частково компенсувало втрати, але чіткого шляху до зростання обсягів поки що немає.

У Еквадорі та Колумбії інвестиції у нафту і газ знижуються, оскільки уряди надають перевагу чистій енергетиці. В Еквадорі референдум 2023 року про закриття родовища ITT (60 тис. барелів на добу) призвів до заборони нових розробок, але дозволив продовжити дію існуючих свердловин. Компанія Sinopec не встигла отримати право на розробку родовища Sacha (80 тис. барелів на добу), що поставило під сумнів перспективи приватних інвестицій. Виробництво в країні, за прогнозами, впаде на 110 тис. барелів на добу — до 370 тис. до 2030 року.

Після виборів 2022 року уряд Колумбії припинив видачу нових ліцензій на розвідку нафти та газу і повністю заборонив гідророзрив. Хоча модернізація діючих родовищ сповільнила темпи зниження, обсяги виробництва скоротяться з 790 тис. барелів на добу у 2024 році до 630 тис. до кінця десятиліття.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

Аргентина достигла договоренности с ЕС о возобновлении экспорта биодизеля в европейские страны.

Об этом пишет «Прайм», ссылаясь на МИД латиноамериканской страны.

В декабре прошлого года ЕС ввела антидемпинговые пошлины для аргентинских экспортеров в размере от 25 до 33,4%, фактически закрыв свой рынок для поставок биотоплива.

Для урегулирования торгового спора Аргентинская палата биотоплива предложила компромисс по ценам и объемам поставки, позволяющие возобновить экспорт. Соглашение было достигнуто без обращения к органу по урегулированию споров ВТО.

Ожидается, что в ближайшие дни решение Европейской комиссии будет опубликовано в официальном бюллетене ЕС для вступления в силу.

Они в том числе расположены в районе Фолклендских (Мальвинских) островов, которые являются предметом давнего спора между Аргентиной и Великобританией.

Заявки по участкам принимаются до 14 февраля 2019 года, открытие конвертов запланировано на 14 марта, подведение итогов – 15 апреля.

Разрешения будут выданы, как ожидается, в июле 2019 года.

Шельф Аргентины является наименее геологически изученной территорией страны.

«Терминал» писал, власти Аргентины договорились с несколькими известными нефтегазовыми компаниями о том, что те инвестируют 5 млрд долларов в разработку сланцевого месторождения Вака Муэрта в провинции Неукен.

Qatar Petroleum участвует в проектах по разведке и добыче нефти и газа в Персидском заливе, Латинской Америке и Южной Африке.

Об этом сообщил эмир Тамим бен Хамад Аль Тани, пишет «АНГИ».

«Qatar Petroleum заключила соглашения по разведке и добыче нефти и газа в султанате Оман, Бразилии, Мексике, Аргентине и ЮАР», — отметил он.

Аль Тани подчеркнул, что блокада Катара со стороны стран-соседей не повлияла на экспорт нефти и газа из эмирата.

«Блокада не сказалась на экспорте нефти из Катара, государство придерживается всех обязательств по существующим контрактам», — цитирует эмира «АНГИ».

С июня 2017 года соседние с Катаром Саудовская Аравия, Бахрейн и ОАЭ ввели его блокаду, запретив его судам, в том числе нефтяным танкерам, останавливаться в своих портах и проходить в их территориальных водах.

«Терминал» писал, странам-потребителям не надо жаловаться на высокую цену нефти, а снизить налоги — министр нефти Омана.

Крупнейшие в мире энергетические компании делают большие ставки на Латинскую Америку. Хотя в прошлом многие опасались работать в этом регионе из-за протекционистской экономической политики и угрозы национализации.

Об этом пишет » Агенство Нефтегазовой Информации».

Выставленные на аукционы участки на шельфовых месторождениях Мексики и Бразилии, сланцевые месторождения в Аргентине и открытие крупных запасов энергоресурсов в Гайане привлекли ExxonMobil, Royal Dutch Shell и другие западные компании. Несколько стран Латинской Америки, включая Бразилию и Мексику, либерализовали свои энергетические рынки, чтобы остановить снижение нефтедобычи или решить проблемы с бюджетом.

У самих компаний выбор невелик. Латинская Америка осталась одним из немногих мест в мире, помимо США, где они могут найти прибыльные возможности для бурения. Многие страны с крупными запасами нефти и газа, например Саудовская Аравия и Ирак, обычно предлагают наилучшие месторождения собственным нефтяным компаниям, а делать инвестиции в Россию и Иран мешают санкции США. Как отмечает Эми Майерс Джаффе из Совета по международным отношениям, «бум предложения» энергоресурсов наблюдается в мире исключительно в Северной и Южной Америках. При этом участники нефтяного рынка начинают беспокоиться по поводу возможного дефицита предложения. Стоимость нефти Brent в мае превысила $80 за баррель впервые с 2014 г., а Управление энергетической информации США прогнозирует, что в этом году мировой спрос на нефть впервые превысит 100 млн баррелей в день.

Но не все благополучно в регионе. Венесуэла служит тревожным примером для многих компаний. Около 10 лет назад при покойном президенте Уго Чавесе страна отобрала активы у Exxon и ConocoPihillips. А за последние пять лет ее нефтедобыча сократилась примерно на 40% из-за экономического и долгового кризиса, коррупции и нехватки инвестиций, хотя Венесуэла обладает крупнейшими в мире запасами нефти.

Некоторые видят аналогичные политические риски в Мексике, где в июле состоятся президентские выборы. С большим отрывом в опросах лидирует левый националист Андрес Мануэль Лопес Обрадор, который выступает против поправки к конституции, которая в 2013 г. открыла энергетический сектор для иностранных и частных инвесторов после 75 лет государственной монополии. За последние три года Мексика выдала 110 контрактов компаниям из 20 стран, что позволило ей привлечь более $2 млрд.

Нефтяные гиганты собираются потратить десятки миллиардов долларов в Латинской Америке в ближайшие годы. Как заявили руководители Exxon, ресурсы в Бразилии и Гайане – одни из лучших, что были у компании за последние десятилетия.

С финансовой точки зрения, возможности в Латинской Америке более выгодные, чем в западном Техасе и других регионах сланцевого бума в США, утверждает Джеймс Парк, гендиректор небольшой нефтедобывающей компании GeoPark. Эта чилийская компания работает также в Колумбии, Перу, Аргентине и Бразилии. Акции GeoPark в прошлом году подорожали почти вдвое. «Стоимость входа низкая, а экономическая целесообразность [проектов в Латинской Америке] сейчас лучше, чем практически у любых месторождений в Северной Америке», – утверждает Парк.

Еще читайте в «Терминале», цены на нефть эталонных марок в ходе торгов во вторник обновили максимум за 3,5 года, поскольку инвесторов беспокоит будущее поставок из Ирана и Венесуэлы на фоне перспектив введения США санкций в отношении этих двух стран.

Власти Аргентины договорились с несколькими известными нефтегазовыми компаниями о том, что те инвестируют 5 млрд долларов в разработку сланцевого месторождения Вака Муэрта в провинции Неукен.

Об этом сообщает Тэкноблог со ссылкой на президента страны Маурисио Макри.

«Согласно достигнутой договоренностью компании обязались выделить инвестиции… Речь идет о 5 млрд долларов в течение первого года. В дальнейшем эта сумма должна вырасти более чем в два раза», — заявил Макри.

По его словам, это лишь первый транш инвестиций, но в перспективе нескольких лет сумма будет увеличиваться. В соглашении приняли участие как аргентинские нефтегазовые компании YPF и Pan American Energy, так и французская Total, американская Chevron и нидерландско-британская Shell.

В свою очередь власти Аргентины дали гарантии компаниям, что стоимость газа, который будет добыт на этом месторождении, составит не менее 7,5 долларов за 1 млн британских тепловых единиц. Также аргентинские власти обязались развивать инфраструктуру — автомобильные, железные дороги и не повышать налоги. К соглашению присоединились и профсоюзы рабочих нефтегазового сектора, которые дали обещание снизить стоимость газодобычи.

Справка:

Месторождение Вака Муэрта считается месторождением с так называемыми нетрадиционными запасами углеводородного сырья. Оно было открытое в 2010 году компанией Repsol-YPF. Запасы месторождения оцениваются примерно в 16 млрд баррелей сланцевой нефти и 308 трлн кубических футов сланцевого газа.

Аргентинское подразделение англо-голландского концерна Royal Dutch Shell планирует утроить инвестиции в разработку сланцевых запасов Аргентины в 2014 году.

Такое заявление сделал глава Shell Argentina Хуан Хосе Арангурен, передает Прайм.

По его словам, инвестиции планируется увеличить до 500 миллионов долларов со 170 миллионов долларов в текущем году.

Данные инициативы связаны с ожиданием изменений в аргентинском законодательстве в сфере добычи углеводородов, которое было принято в 1967 году, то есть задолго до того, как страна начала разработку нетрадиционных запасов.

Стоит отметить тот факт, что аргентинское правительство стремится привлечь иностранных инвесторов и нарастить объем добычи на сланцевом нефтегазовом месторождении Vaca Muerta. Это позволит стране снизить зависимость от импортных поставок топлива, которые стоили стране 10 миллиардов долларов в 2012 году и 9,4 миллиарда долларов в 2011 году.

«Есть вероятность, что в ближайшие два года произошедшие в отрасли изменения отразятся в законах. Аргентина должна дать инвесторам некоторую уверенность, чтобы вернуть капитал обратно в страну», — сказал Хуан Хосе Арангурен.

По его мнению, в ближайшие шесть лет Аргентине потребуется 300 миллиардов долларов на разработку Vaca Muerta и поддержание уровня добычи в течение 40 лет. И хотя проект требует значительных инвестиций, его реализация позволит уже с 2020 года полностью покрыть потребность страны в нефти.

«Мы чувствуем, что ситуация меняется и стараемся оценить наши возможности по инвестициям в разведку ресурсов», — сказал уверен глава Shell Argentina.

Справка:

В настоящее время Shell эксплуатирует 4 скважины на Vaca Muerta и ведет бурение еще на двух. По оценке аргентинской компании YPF, запасы Vaca Muerta составляют 661 миллиард баррелей нефти и 33,44 триллиона кубометров газа.

Royal Dutch Shell — британо-нидерландская нефтегазовая компания, занимающаяся добычей и переработкой углеводородов более чем в 40 странах.

Французская компания Тотаl намерена вложить $1,2 млрд в добычу природного газа на шельфе провинции Огненная земля в акватории Аргентины.

Как сообщает ИТАР-ТАСС со ссылкой на иностранные СМИ, со второй половины 2015 года планируется добывать 6 млн кубометров газа в сутки, в дальнейшем компания намерена увеличить ежесуточную добычу до 10 млн кубометров. Для транспортировки топлива с архипелага на материк будет сконструирован газопровод протяженностью 77 км.

Ожидается, что этот проект позволит Аргентине ежегодно экономить $1,6 млрд, которые уходят на импорт «голубого топлива».

Газодобычу Тотаl будет осуществлять совместно с немецким концерном Wintershall. Каждой из компаний принадлежит по 37,5% акций проекта. Также 25-процентной долей проекта управляет англо-аргентинская Pan American Energy.

Российская компания ОАО «Газпром» может расширить свою деятельность в Латинской Америке. 

Возможно, для «газового монополиста» данная территория станет приоритетным рынком за счет поставок СПГ и развития добычи на самом континенте.

Компания может активизировать переговоры о вхождении в газовые проекты немецкой Wintershall в Аргентине. Для этого необходим обмен активами между «Газпромом» и концерном BASF, которому принадлежит Wintershall.

Напомним, что юридически обязывающие документы об обмене активами стороны подписали еще в ноябре 2012 года. По ним ОАО полностью перейдут три сбытовые СП с Wintershall — Wingas, WIEH и WIEE, доли в подземных хранилищах и добычные активы в Северном море. Взамен Wintershall получит 25% акций и опцион на увеличение доли до 50% в СП с «Газпромом» по разработке четвертого и пятого блоков ачимовских залежей Уренгойского месторождения с запасами 274 млрд куб газа.

В Аргентине Wintershall принадлежат доли в 15 нефтегазовых месторождениях, в том числе шельфовых, на которых она ежегодно добывает 27 млн баррелей нефтяного эквивалента.

Одним из партнеров Wintershall является французская Total, которая также имеет проекты с «Газпромом» в Боливии.

Ранее уже сообщалось, что российская и франко-бельгийская  компании подписали договор на освоение крупного газового месторождения с боливийской государственной компанией YPFB.

Отметим, что глава «Газпрома» Алексей Миллер в конце июня сказал, что концерн планирует поставлять в Латинскую Америку часть газа с завода «Балтийский СПГ».

Источник: Коммерсантъ