Англо-голландская нефтегазовая корпорация Royal Dutch Shell отложила проект по разработке газового месторождения в Северном море. Аналитики оценивают проект примерно в $1 млрд.

Об этом пишет АНГИ.

«Shell отложила работу на месторождении природного газа Jackdaw в Северном море на фоне сокращения расходов в связи с резким падением цен на нефть», — пишет Wall Street Journal.

«Прайм» со ссылкой на издание отмечает, что это уже второй отложенный проект Shell в регионе. В марте было отложено до 2021 года решение о продолжении освоения месторождения Cambo к северо-западу от Шетландских островов.

Пандемия коронавируса резко снизила спрос на нефть, что привело к обвалу цен. Во вторник цены на июньские фьючерсы нефти марок Brent и WTI обрушились на 23% и 29% соответственно. В понедельник стоимость американской нефти WTI с поставкой в мае впервые в истории достигала отрицательной стоимости.

Читайте в «Терминале» еще, нефтяное управление Норвегии согласилось на добычу поляками сырой нефти и природного газа в месторождении Скогул в Северном море уже в марте 2020 года.

Нефтяное управление Норвегии согласилось на добычу поляками сырой нефти и природного газа в месторождении Скогул в Северном море уже в марте 2020 года.

Об этом сообщила польская нефтяная и газовая компания (Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, — PGNiG).

PGNiG Upstream Norway, дочерняя компания PGNiG, владеет 35-процентной долей в месторождении Скогул. Владельцем и оператором остальных акций является компания Aker BP, у которой PGNiG приобрела акции в 2017 году. Месторождение было открыто в 2010 году. Запасы углеводородов Скогул, принадлежащие PGNiG Upstream Norway, составляют приблизительно 3,3 млн баррелей.

Норвежская нефтегазовая компания Equinor (бывшая Statoil) вместе с американской ExxonMobil, японской Idemitsu и европейской Neptune обнаружили запасы нефти и газа в разведочной скважине Echino South в Северном море.

Об этом говорится в сообщении Equinor, пишет Прайм.

Отмечается, что извлекаемые ресурсы обнаруженного месторождения предварительно оцениваются в 38-100 миллионов баррелей нефтяного эквивалента. Скважина Echino South была пробурена примерно в 3,2 километра к юго-западу от месторождения Fram в Северном море.

«Мы сделали одно из крупнейших в этом году открытий в зоне наиболее поздней стадии разработки норвежского континентального шельфа, недалеко от месторождения Troll. Это демонстрирует возможности, которые все еще существуют для увеличения прибыли акционеров и получения доходов от этой отрасли», — приводятся в сообщении слова старшего вице-президента Equinor по разведке в Норвегии и Великобритании Ника Эштона (Nick Ashton).

«Терминал» писал, в третьем квартале 2019 года в Норвегии было больше всего в мире открыто месторождений нефти и газа.

Норвегию ожидает сильнейший за 40 лет бум в добыче нефти в 2020 году. Это связано с началом разработки гигантского месторождения Johan Sverdrup в Северном море.

Об этом пишет АНГИ.
Johan Sverdrup открыли в 2010 году. Оно входит в пятерку крупнейших морских месторождений, когда-либо выявленных в Северном море. Его запасы оцениваются в 2,7 млрд баррелей.

Добытое на месторождении сырье начнут грузить на танкеры уже в октябре этого года. Благодаря Johan Sverdrup добыча нефти в Норвегии взлетит до самого высокого с 1980-х годов уровня, сообщает Lenta.

Разработка следующего по величине после Johan Sverdrup месторождения нефти в Северном море — Martin Linge — запланирована на 2020 год.

Читайте в «Терминале», Норвегия увеличила добычу нефти, конденсата и ШФЛУ в июле 2019 года на 28,9% — до 1,799 млн баррелей в сутки. Об этом свидетельствуют предварительные данные Норвежского нефтяного директората (NPD).

Норвежская нефтегазовая группа Equinor (ранее Statoil) завершила сделку по покупке у Chevron 40-процентной доли в одном из крупнейших месторождений углеводородов на британском шельфе Северного моря — Rosebank.

Об этом пишет «Прайм», ссылаясь на  сообщение  Equinor.

«Equinor и Chevron завершили сделку,… согласно которой Equinor приобретает у Chevron долю в 40% в проекте Rosebank на западе Шетландского региона на континентальном шельфе Великобритании», — говорится в релизе. О сделке было объявлено 1 октября 2018 года.

Rosebank укрепляет портфель компании в Великобритании, где Equinor уже разрабатывает месторождение Mariner, промышленная добыча на котором, как ожидается, начнется в первой половине 2019 года, отмечается в сообщении.

Месторождение Rosebank находится в 130 километрах от Шетландских островов, его запасы оцениваются в 300 миллионов баррелей нефти. Другими участниками проекта являются Suncor Energy и Siccar Point, которые ищут покупателей как минимум на половину своих долей в проекте. В случае принятия окончательного инвестрешения по разработке месторождения в 2019 году, добыча на нем может начаться в 2024 году.

«Терминал» писал, объем добычи жидких углеводородов на норвежских нефтегазовых месторождениях в ноябре, по предварительным данным, вырос на 22 тысячи баррелей в день, или на 1,2%, по сравнению с окончательными данными за октябрь, составив 1,88 миллиона баррелей в день.

Министерство финансов США выдало лицензию на продолжение работы над совместным британско-иранским газовым проектом и после вступления американских санкций против Ирана в ноябре.

Пишет «Энергореформа», ссылаясь на Financial Times.

Норвежская Equinor заключила соглашение с американской Chevron о покупке 40-процентной доли в Rosebank. Это одно из крупнейших месторождений углеводородов на британском шельфе Северного моря.

Об этом пишет «АНГИ».

«Мы хотим скорее стать участниками проекта Rosebank. У нас есть успешный опыт разработки месторождений в Северном море и теперь мы сможем использовать этот опыт в новом проекте в Великобритании», — отметил исполнительный вице-президент по глобальной стратегии и бизнес-развитию Equinor Эл Кук (Al Cook).

Сделка должна получить одобрение партнеров и регуляторов, сообщает «Прайм».

Месторождение Rosebank находится в 130 км от Шетландских островов, его запасы оцениваются в 300 млн баррелей нефти. Другими участниками проекта являются Suncor Energy и Siccar Point, которые ищут покупателей как минимум на половину своих долей в проекте.

В случае принятия окончательного инвестрешения по разработке месторождения в 2019 году добыча на нем может начаться в 2024 году.

«Терминал» писал, еще в 2015 году Royal Dutch Shell Plc и BP Plc выразили сомнение в будущем быстро иссякающих месторождений нефти в Северном море. К этим опасениям добавились обвал цен на «черное» золото и высокая себестоимость норвежской нефти.

Добычу на нефтяном месторождении Nova (прежнее название Skarfjell), расположенном в Северном море, планируется начать в сентябре 2021 года, сообщил Норвежский нефтяной директорат (NPD).

Об этом пишет «Интерфакс-Украина».

Оператор проекта Wintershall, который владеет 35%-ной долей, и другие его участники подтвердили планы разработки и эксплуатации этого месторождения. Извлекаемые запасы Nova оцениваются примерно в 12,2 млн кубометров нефтяного эквивалента (77 млн баррелей). Расходы запланированы в размере 9,9 млрд норвежских крон ($1,22 млрд).

Nova будет связана трубопроводом с действующим месторождением Gjoa, которое расположено в 17 километрах.

Помимо Wintershall долями в Nova владеют компании Spirit (20%), Capricorn (20%), Edison (15%) и DEA (10%).

Как писал ранее «Терминал», Норвегия готова продолжить добычу нефти и газа в Арктике с учетом заботы об экологии и с использованием последних достижений науки для защиты окружающей среды.

У Великобритании с запуском добычных проектов в Северном море в 2018 году появляется шанс стать нетто-экспортером нефти, полагает часть опрошенных экспертов.

Однако, по их оценкам, это не будет долгосрочным и устойчивым трендом, назвать страну энергонезависимой нельзя из-за большого объема импорта нефтепродуктов, говорить о реальном сотрудничестве с ОПЕК тоже не приходится, сообщает российский Прайм.

Агентство Блумберг со ссылкой на исследование консалтинговой компании JBC Energy GmbH сообщило накануне, что Великобритания может стать нетто-экспортером нефти впервые за 14 лет, что является одним из ключевых критериев для присоединения к ОПЕК.

В частности, по данным анализа JBC Energy, запуск нескольких новых проектов в Северном море в текущем году позволит стране нарастить добычу нефти до уровня, превышающего 1 миллион баррелей в сутки. Это откроет возможности для того, чтобы экспорт превысил импорт, и страна стала нетто- экспортером «черного золота». При этом не указывается ни объемов, ни сроков этого события.

В 2017 году Великобритания добывала в среднем 914 тыс. барр/сут. По данным агентства, последний раз Великобритания была нетто-экспортером нефти в 2004 году.

«Действительно, в 2018 ожидается запуск нескольких крупных проектов в Северном море, таких как Clair Ridge или Glen Lyon (оба — проекты BP), плюс несколько маленьких проектов, таких как недавно запущенный Kraken. Это действительно должно позволить Великобритании показать пиковые значения по добыче. Но стоит учитывать, что объем нефтяных запасов в Великобритании сокращается, и после 2020 года добыча начнет падать», — отмечает директор группы «Корпоративные рейтинги» в международном рейтинговом агентстве S&P Global Ratings Александр Грязнов.

Как полагает эксперт Энергетического центра бизнес-школы Сколково Екатерина Грушевенко, с учетом низких и нестабильных темпов роста добычи нефти в Великобритании, а также стагнирующего спроса, вряд ли стоит ожидать, что Великобритания станет нетто-экспортером нефти, особенно учитывая, что в 2016 году ее спрос превышал добычу на 55%.

«Не стоит и забывать о том, что месторождения на шельфе имеют тенденцию истощаться быстрее, чем традиционные месторождения на суше, поэтому даже возможные значительные открытия новых запасов не позволят значительно нарастить добычу, поскольку нужно будет компенсировать темпы падения. По нашим прогнозам, добыча нефти в Великобритании может достигнуть одного миллиона баррелей в сутки в среднем за 2018 год», — комментирует Грушевенко.

ПЕРСПЕКТИВА СОТРУДНИЧЕСТВА С ОПЕК

Директор группы по природным ресурсам и сырьевым товарам Fitch Дмитрий Маринченко считает, что формально Великобритания действительно в какой-то момент может стать нетто-экспортером нефти.

«Однако при этом игнорируется тот факт, что страна импортирует большое количество нефтепродуктов — то есть энергонезависимой ее назвать никак нельзя, и в целом для национальной экономики низкие цены на нефть — скорее благо, нежели чем проблема», — подчеркивает эксперт.

По его словам, в 2016 году разрыв между импортом и экспортом нефти составлял около 250 тыс. барр/сут., в среднесрочной перспективе Великобритания вполне может нарастить добычу на 100-200 тысяч баррелей в сутки. При условии сохранения тренда на падение потребления нефти паритет импорта и экспорта может быть достигнут в ближайшие 3-5 лет.

Однако в целом по нефти и нефтепродуктам дефицит составлял уже около 500 тысяч баррелей в сутки. Для того, что нивелировать его, стране нужно было бы увеличить добычу на 50%. Учитывая высокую степени выработки месторождений в Северном море это практически нереально, полагает Маринченко.

«Реальное сотрудничество ОПЕК с такими странами, как Великобритания и тем более США — из серии фантастики. В демократических странах, добывающих нефть, большое количество частных компаний, весь бизнес которых построен на поиске потенциальных месторождений и их разработке. Директивные меры (соглашение ОПЕК+ об ограничении добычи нефти — ред.) просто убьют этот бизнес — инвестиции сойдут на нет. Кроме того, избиратель в таких странах заинтересован скорее в низких ценах на нефть, и любые действия правительства, направленные на сдерживания добычи, скорее всего, будут восприняты в штыки», — поясняет эксперт.

В Северном море на побережье Германии построят новый оффшорный ветропарк Albatros мощностью 112 МВт. Ветростанция расположится в 90 км от острова Боркум.

Об этом передают Электровести.

ВЭС Albatros по сути является расширением уже существующего поблизости ветропарка Hohe See. Общая мощность двух ВЭС Albatros и Hohe See составит 610 МВт, а ожидаемый объем генерации оценивается в 2,5 млрд кВт-ч, чего будет достаточно, чтобы покрыть энергопотребности 710 тыс. домохозяйств в Мюнхене.

Стоимость ветропарка Albatros оценивается в $305 млн. Инвесторами практически с равной долей выступают немецкие компании Enbridge (49,89%) и EnBW (50,11%).

Начало строительства проекта запланировано на 2018 год, и к концу 2019 года проект уже должен поставлять электроэнергию.

Ветротурбины в рамках проекта Albatros будут устанавливать на площади 11 кв. км на глубине 40 м, где сила ветра, по оценкам, достигает 10,1 м/с.

ВЭС Albatros будет состоять из 16 ветротурбин Siemens SWT-7.0-154, каждая мощностью 7 МВт, установленная на монофундаментной площадке. Высота гондолы такой турбины – 105 м, диаметр ротора – 154 м.

Также ветропарк будет включать оффшорный трансформаторный модуль (ОТМ) с пропускной способностью 116 МВт. Он является одним из основополагающих компонентов подключения ВЭС к сети.

Трансформаторный модуль весит около 1000 тонн, и имеет ультра-компактный дизайн, который позволить снизить стоимость его установки и обслуживания. Через ОТМ оффшорная ВЭС будет подключена к сети посредством линии высоковольтного постоянного тока через конверторную платформу Borwin Beta, расположенную в 25 км от площадки ВЭС.

Проектирование и строительство ветропарка осуществит консорциум Siemens Gamesa Renewable Energy. Контрактом предусмотрена поставка и установка ветротурбин и ОТМ, а также техническое и гарантийное обслуживание, как турбин, так и трансформаторов, основанное на данных электролаборатории сроком на пять лет.