Попри амбіції, розвиток видобутку в Африці стримується терористичними загрозами, старінням родовищ і затримками рішень про інвестування

Постачання нафти з африканських країн, що не входять до OPEC+, залишається на перехресті між доступністю ресурсів і геополітичними ризиками. У Нігері новозбудований нафтопровід, призначений для експорту додаткових обсягів, став об’єктом терористичних атак і призвів до арештів високопосадовців, що знизило ефективність його роботи. У Намібії правляча партія запропонувала зміни до правил у галузі, однак залишається невизначеність щодо їх зворотної дії на чинні контракти. Натомість Ангола провела реформу контрактних умов, яка має стимулювати інвестиції й збільшити видобуток упродовж десятиліття. Сенегал і Кот-д’Івуар наразі забезпечують стабільні умови для бізнесу, і компанії розглядають можливість затвердження нових морських проєктів.

Видобуток нафти в Африці прогнозується стабільним

У цілому, видобуток нафти в Африці поза OPEC+ прогнозується відносно стабільним: зниження на 70 тис. барелів на добу — з 2,4 млн бар./добу у 2024 році до 2,3 млн бар./добу у 2030-му. Хоча понад 600 тис. бар./добу нових потужностей планується ввести в експлуатацію (здебільшого в Анголі та Уганді), темпи виснаження родовищ переважають зусилля з нарощування видобутку. Додаткові обсяги потенційно можуть надійти з проєктів загальною потужністю 580 тис. бар./добу, які ще не отримали остаточного інвестрішення.

Нафтовидобуток в Анголі знижується майже десятиліття через старіння родовищ і зношеність інфраструктури. Після виходу з OPEC у 2024 році країна переглянула податкові умови, що відкрило двері для нових інвестицій з боку міжнародних компаній. У 2019–2024 роках додано 180 тис. бар./добу нових потужностей, а ще 250 тис. бар./добу мають бути введені до 2030-го. Ще 100 тис. бар./добу чекають на остаточне рішення щодо інвестицій (FID). Ці зобов’язання дадуть змогу лише компенсувати спад видобутку на діючих родовищах. Очікується, що обсяг виробництва зросте на 100 тис. бар./добу до 2028 року, після чого повернеться до рівня 1,1 млн бар./добу у 2030-му.

Розвідка у басейні Оранж у Намібії зазнала удару з боку геологічних реалій — останні свердловини виявилися сухими. Додаткової невизначеності галузі додала новообрана президентка Нетумбо Нанді-Ндайтва, яка взяла сектор під свій особистий контроль з метою прискорити дозвільні процедури. Влада також пропонує збільшити державну частку у всіх проєктах. Дві ключові знахідки — Venus (TotalEnergies) та Mopane (Galp) — перебувають на різних етапах підготовки: TotalEnergies планує ухвалити FID наступного року, Galp шукає партнерів і розробляє проєкт. Якщо обидва родовища буде розроблено, вони зможуть давати 250–400 тис. бар./добу у середині 2030-х років.

На заході Африки обсяги виробництва у Сенегалі знижуються після запуску FPSO Sangomar (100 тис. бар./добу) — компанія Woodside чекає на FID для другої фази. У Нігері падіння виробництва триває без постійного буріння і детального розвідування у басейні Агадем. У Гані, навпаки, очікується стабільне зростання на 20 тис. бар./добу завдяки буровим програмам на офшорних родовищах. Успіх Eni в Кот-д’Івуарі відродив нафтову галузь країни: у 2025 році очікується рекордний видобуток. Компанія планує ухвалити інвестрішення щодо фази Baleine-3 уже цього або наступного року (+100 тис. бар./добу), проте ці обсяги не включено в прогноз. Перспективною виглядає оцінка відкриття Calao (понад 1 млрд барелів), яка ще триває.

В Уганді перша нафта очікується наприкінці 2026 року з двох проєктів на озері Альберт (Tilenga і Kingfisher), схвалених у 2021–2022 роках компаніями TotalEnergies та CNOOC. Їх реалізація ускладнена фінансовими проблемами й екологічною критикою, оскільки нафта транспортуватиметься нагрітою трубопроводом довжиною 1440 км до узбережжя. Сукупна потужність — 200 тис. бар./добу.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

ЄС повинен припинити фінансування із загального бюджету транскордонних газових проєктів.

Так вважає комітет ЄП з досліджень та енергетики, пише Прайм.

«Депутати підтримали фінансування розвитку водневої інфраструктури, такої як електролізери, а також уловлення та зберігання вуглецю. Проєкти , засновані на природному газі, більше не матимуть права на фінансування ЄС «, — йдеться в релізі Європарламенту по засіданню комітету з промисловості, досліджень та енергетики.

Думка депутатів відповідає загальній тенденції щодо фінансування структурами ЄС енергетичних проєктів. Наприклад, Європейський інвестиційний банк в 2019 році ухвалив стратегію, згідно з якою банк з кінця 2021 року не розглядатиме нові фінансові вкладення в проєекти в сфері викопних видів палива.

Профільний комітет ЄП затвердив свою позицію за критеріями і методології відбору транскордонних енергетичних проєктів, що становлять спільний інтерес для Євросоюзу, пояснюється в релізі Європарламенту. У союзі такі проекти називають PCI, вони мають право на отримання коштів із загального бюджету ЄС.

Єврокомісія раніше запропонувала в принципі відмовитися від фінансування бюджетом Євросоюзу транскордонних проєктів в області нафти і газу в рамках правил TEN-E. Ці пропозиції надійшли на розгляд Раді країн ЄС і Європарламенту. Рада влітку в цілому погодився з думкою ЕК, але запропонував зробити деякі виключення. Наприклад, щоб можна було фінансувати ті проєкти в області газу, які передбачатимуть повний перехід на прокачку водню до кінця 2029 року.

Депутати комітету Європарламенту також проголосували за те, щоб почати переговори з Радою країн ЄС по модернізації правил TEN-E.

Після того, як вони вироблять єдину позицію щодо цього документу, він буде направлений на остаточне схвалення окремо Раді і Європарламенту.

Читайте в «Терміналі», Євросоюз планує витратити на декарбонізацію $34 трлн.

ДТЕК Нафтогаз продовжить інвестувати в глибоке буріння і побудує п’ять нових глибоких свердловин у 2020 році.

Про це повідомив директор з видобутку і переробки вуглеводнів Олексій Раптанов під час виступу на конференції в рамках спеціалізованої виставки «Нафта. Газ. Сервіс — 2020».

«Минулого року компанія заклала серйозну основу для збільшення обсягів буріння: ми скоротили терміни будівництва свердловин глибиною понад 5500 м до 3,5 місяців, законтрактували найпотужнішу в Україні бурову установку SK-3000, яка дозволяє бурити на глибину до 10 км. Також ми почали нову програму буріння на Мачухському родовищі — одному з найбільш складних в світі з точки зору гірничо-геологічних умов. Таким чином, у 2020 році ми плануємо побудувати п’ять нових свердловин і вже в найближчому майбутньому освоювати глибини більше 7 км», — прокоментував Олексій Раптанов.

Також під час виступу було відзначено, що одним з ключових чинників для збільшення обсягів буріння і видобутку газу є впровадження інноваційних технологій.

«ДТЕК Нафтогаз став першою газодобувної компанією в Україні, яка створила Технологічний центр для системного пошуку, адаптації та впровадження сучасних технологій. За минулий рік за рахунок інновацій ми сумарно скоротили терміни буріння свердловин на 132 дня. Також в компанії була сформована Експертна Рада із залученням провідних міжнародних фахівців, яка буде сприяти підвищенню ефективності виробничих і бізнес-процесів. Все це допоможе ДТЕК Нафтогаз вийти на нову динаміку розвитку і наростити видобуток до 2 млрд куб. м до 2021 року, збільшивши свій вклад у досягнення енергонезалежності України», — повідомив Олексій Раптанов.