Американські постачальники енергетичних послуг зіштовхнулися з різким зростанням витрат через імпортні мита на труби й комплектуючі для нафтогазових проєктів. Основний тиск спричиняють обмеження на сталь та алюміній за розділом 232, а також відповідні дії з боку Китаю та Канади.

Учасники ринку вдаються до пошуку нових джерел постачання, перегляду контрактів та підвищення цін, однак навіть це не компенсує тарифне навантаження. Водночас очікується подальше зростання цін на труби в ІІ кварталі 2025 року, попри попереднє падіння в 2023–2024 рр.

У ланцюгах постачання енергетичного обладнання та послуг США спостерігається посилення тарифного тиску, що загрожує збільшенням вартості реалізації нових і поточних нафтогазових проєктів. Зокрема, мита на сталь і алюміній за розділом 232 та програма «взаємного тарифування» (reciprocal tariffs) призводять до значного зростання витрат компаній.

Фінансові звіти великих виробників енергетичного обладнання підтверджують наявність суттєвого тарифного навантаження. Один із виробників зазначає, що основні витрати пов’язані з імпортом сировини в США для підрозділу з виробництва бурового обладнання. Інші компанії повідомляють про мита на деталі для перфорації свердловин та бурових труб, де найчутливішим сегментом є труби для буріння (drill pipe).

Труби, мита і ланцюги постачання

Значну частку імпорту труб для нафтогазового сектору США становить продукція з Південної Кореї (34,8% у 2024 році), далі йдуть ЄС (передусім Австрія), Канада та Тайвань. За оцінками, ставки тарифів можуть коливатися від 25% до 50%, залежно від походження продукції та дотримання угод USMCA.

Деякі компанії відзначають, що невизначеність щодо тарифів на початку року змусила клієнтів відкласти нестрокові витрати. Інші передбачають, що нові мита спричинять короткострокове скорочення попиту. Водночас ризики торкаються не лише імпорту, а й експорту зі США, оскільки Канада та Китай запроваджують дзеркальні заходи, а з липня можливе нове підвищення мит.

Зростання цін на труби OCTG

Ціни на труби для буріння (OCTG) в США вже зросли на 6,8% у І кварталі 2025 року, а в ІІ кварталі очікується ще +7,0% через подорожчання сировини для зварених труб (ERW) і дію тарифів. Це відбувається після тривалого періоду падіння: з І кварталу 2023 року по ІІІ квартал 2024 року ціни знижувалися в середньому на 10,3% на квартал.

Проте ціна на гарячекатаний рулон (основа для виробництва труб) досягла піку, що в майбутньому може зменшити тиск на ринок і стабілізувати ситуацію.

Адаптація: що роблять компанії?

Компанії використовують різні стратегії для компенсації тарифних витрат:

• Контрактні коригування: домовленості з клієнтами щодо підвищення цін.
• Оптимізація закупівель: масові закупівлі бурових труб і перехід на внутрішні джерела постачання.
• Пошук альтернативних постачальників: спроби диверсифікувати джерела імпорту та внутрішніх виробників.

Втім, потенціал збільшення виробництва в США обмежений: із 2020 року база постачальників скоротилася, а виробники вважають за доцільніше зберігати стабільні ціни, а не нарощувати обсяги.

Попри спроби енергетичних компаній адаптуватися до нових умов, тарифна політика США створює суттєві виклики для галузі. Очікуване подальше зростання цін на труби та можливі додаткові торгові конфлікти можуть ускладнити реалізацію нових енергетичних проєктів у 2025 році. Українським імпортерам варто враховувати ці зміни при плануванні закупівель трубної продукції з американського ринку.

Джерело: НТЦ Псіхєя» mailto:oil@ukroil.com.ua

За матеріалами: https://www.spglobal.com

У планах компанії з наступного року розпочати роботи з підготовки для видобутку газу в Чорному морі.

Про це директор зі стратегічних проєктів дивізіону «Розвідка та Видобування» Групи Нафтогаз Максим Вітик, сказав під час «Українського газового інвестиційного конгресу».

Вітик нагадав, що вся Чорноморська частина української акваторії розділена на три ділянки.

Це внутрішній шельф – 5000 км2, зовнішній шельф – 3000 км2, і глибоководна ділянка – близько 15 тисяч км2. Зараз Укргазвидобування працює на внутрішньому шельфі – території, що найближче до берега (в районі Одеси).
Проводиться 3D-сейсміка на так званому внутрішньому шельфі. Вона завершена на 50%. До кінця року планується завершити 3D-сейсміку повністю. «Потім ми перейдемо на зовнішній шельф і до весни 2022 року завершимо 3D-сейсміку на ньому. А потім будемо працювати на “глибокій воді” і до кінця літа плануємо завершити всі сейсмічні роботи. Але це з урахуванням того, що нам дадуть там працювати. Бо один з великих ризиків на “глибокій воді” – перешкоди з боку Російської Федерації. Ми не знаємо, як це все піде, але ми розуміємо, що проблеми можливі», – повідомив Вітик.
Обробку та інтерпретацію даних компанія почне по ходу того, як вони будуть надходити. Наприклад, на мілководді дані отримають на початку 2022 року. Вони одразу будуть оброблятися і йти на інтерпретацію.

«Очікуємо, що повністю всю інтерпретацію, включаючи “глибоку воду”, ми завершимо в 2023 році. Але думаю, що по “мілкій воді” ми завершимо значно раніше і зможемо по ній працювати, планувати на ній свердловини». Пан Вітик також зазначив, що буріння першої свердловини на «мілкій воді» планують розпочати в кінці 2023 – на початку 2024 року. Відповідно, перший газ піде десь у 2024 році. «“Глибока вода” – це довша перспектива, я б говорив про кінець 2024 — 2025 рік», – підсумував він.

Читайте в «Терміналі», Нафтогаз розглядає можливість співпраці з новим міжнародним партнером – ізраїльською Naphtha Petroleum Corp. (TASE:NFTA).

Укргазвидобування підвищує ефективність видобутку на наявних покладах. Компанія виважено підходить до оцінки геологічних ризиків та підбору точок для буріння нових свердловин.

Про це повідомляє пресслужба Укргазвидобування.

Опішнянське родовище одне з найбільших, проте його виснаження сягає 73%.  Для отримання максимального результату на родовищі провели сейсмічні дослідження. Нова свердловина спроектована за результатами отриманих даних. ЇЇ метою є дорозробка залишкових запасів у відповідних покладах.

«Видобувні компанії показують гарний результат на наявних родовищах. Проте ми працюємо над тим, аби підсилити цей результат додатковими обсягами видобутку з нових ділянок. Цього року розпочалася нова ера нафтогазових аукціонів. Прозорий механізм продажу спецдозволів надає нові можливості зі збільшення видобутку від нових ділянок для вітчизняних компаній», – зазначив Роман Опімах.

Олег Синєгубов в свою чергу відмітив: «Газовидобуток – це одна з найважливіших галузей для Полтавщини. І влада, і громадяни зацікавлені у збільшенні обсягів власного видобутку та партнерстві з газовиками. Наочне ознайомлення з виробничим процесом дозволяє краще зрозуміти наші спільні проблеми та знайти рішення, що призведуть до розвитку газодобувної галузі й сприятимуть енергонезалежності країни».

На буровому майданчику відвідувачі ознайомилися з новим верстатом виробництва німецької компанії Bentec. Фахівці Укргазвидобування розказали про заплановані роботи. Варто зазначити, що свердловина має похило-скерований профіль, а саме на завершальному етапі буріння буде здійснено відхід від вертикалі на 293 м. Такі роботи вимагають сучасного обладнання та висококваліфікованих фахівців.

Читайте ще в «Терміналі», Укргазвидобування на Харківщині ввело в експлуатацію свердловину з добовим дебітом понад 400 тис. кубометрів.