Министерство Энергетики

Е. Карьгина. Американские горки: обзор нефтяных рынков Северной Америки

Елена Карьгина – старший корреспондент ИА «ТАСС»

Энергетическая отрасль Северной Америки в России ассоциируется, как правило, с нефтегазовым рынком Соединенных Штатов и их «сланцевой революцией», которая с одной стороны позволила США в 2018 году выйти на первое место по добыче нефти, а с другой — принесла серьезные риски нарушения мирового энергетического баланса. Между тем, в энергосистему континента прочно вплетены такие крупные нефтедобывающие страны как Канада и Мексика, которым незаслуженно уделяется значительно меньше внимания. Канада занимает почетное четвертое место в глобальном рейтинге по объемам производства и экспорта нефти. Энергетическая отрасль Мексики сейчас переживает тяжелые времена: страна, занимавшая в 2004 году шестое место по уровню нефтедобычи, по итогам прошлого года опустилась на двенадцатое. Тем не менее, несмотря на такое катастрофическое падение, Мексика по-прежнему оказывает серьезное влияние на мировой нефтяной рынок.

Канада: снижение объемов и инфраструктурные ограничения. Состояние отрасли

По состоянию на конец 2018 года, Канада занимала третье место в мире по извлекаемым запасам нефти (10% от мировых, или 166,7 млрд баррелей), однако добывала лишь 5% от общемирового производства (4,6 млн б/с). Практически все запасы нефти страны (96%, или 162,5 млрд баррелей) сосредоточены в нефтеносных песках, при этом в настоящее время из битума добывается около 64% всей канадской нефти – примерно 2,91 млн б/с.

Основным нефтедобывающим регионом страны является провинция Альберта, обеспечивающая более 80% производства. Объем капитальных инвестиций в нефтеносные пески на сегодняшний день оцениваются в 313 млрд канадских долларов, в том числе в прошлом году – в 10,4 млрд долларов. Больше половины канадской нефти добывают пять крупнейших компаний: Suncor, Canadian Natural Resources Limited, Imperial Oil, Husky и Cenovus.

Канада поставляет на экспорт более 80% добываемой нефти. Основным рынком сбыта, что неудивительно, являются США. В прошлом году Канада обеспечила почти половину импорта нефти своего соседа, или 3,5 млн б/с. При этом из-за технологических особенностей местных нефтеперерабатывающих заводов Канаде приходится и закупать небольшие объемы сырья из США, Саудовской Аравии, Норвегии и даже Азербайджана.

Одной из основных проблем, с которой в последние годы сталкивается канадская нефтедобывающая отрасль, являются серьезные инфраструктурные ограничения по транспортировке нефти, которые неизбежно приводят к сокращению производства, снижению капитальных расходов сектора и уходу с рынка ряда мировых компаний. Добыча нефти из битумных песков за последнюю декаду 2018 года выросла вдвое, и пропускные мощности попросту не успевают за такими темпами, особенно с учетом неоднозначной политики либерального правительства страны в этой сфере, которая ориентируется, в первую очередь, на экологическую составляющую проектов. Кроме того, по мнению экспертов, правительство не предпринимает достаточно усилий по созданию условий диверсификации экспорта углеводородов и развитию трубопроводных мощностей.

Не стоит забывать, что нефтегазовая промышленность Канады все еще восстанавливается после кризиса 2014 года, когда реализация целого ряда важных энергетических проектов была остановлена в связи с падением цен на углеводороды.

Ограничения во имя природы

Летом Ассоциация производителей нефти Канады снизила прогноз по темпам роста добычи нефти в стране до 2035 года. Теперь эксперты ожидают, что в 2019-2035 годах производство здесь будет увеличиваться на 1,4% ежегодно, тогда как еще 5 лет назад они прогнозировали рост добычи примерно на 2,5%.. Сейчас предполагается, что к 2035 году Канада будет добывать 5,86 млн б/с, что на 1,27 млн больше нынешнего уровня. При этом ассоциация прогнозирует рост добычи битумной нефти в 1,5 раза, до 4,25 млн б/с по сравнению с 2,9 млн б/с в 2018 году.

Организация объяснила коррекцию прогноза как раз недостаточностью трубопроводных мощностей, фактическим отсутствием диверсификации рынков и неэффективным государственным регулированием сектора, не позволяющим привлечь достаточно частных инвестиций. За последние шесть лет капитальные расходы на освоение нефтяных и газовых проектов страны упали более чем в два раза – до 37 млрд канадских долларов (около 28 миллиардов долларов США) в 2019 году с 81 млрд долларов (61,5 млрд долларов США) в 2014 году.

У нефтяных компаний страны накопилось множество претензий к премьер-министру Канады Джастину Трюдо, объявившему одной из главных целей своего либерального правительства борьбу с климатическими изменениями. Так, сенат Канады недавно одобрил так называемые законопроекты С-69 и С-48, затрудняющие строительство новых трубопроводов и продлевающие мораторий на использование нефтеналивных танкеров водоизмещением более 12,5 тысяч тонн на северном побережье Британской Колумбии или более мелких судов для последующей загрузки таких танкеров. Такое решение принято для предотвращения потенциальных разливов нефти, однако оно уже вызвало бурю негодования в отрасли.

В Канаде на текущий момент действует ограничение на добычу нефти в объеме 325 тысяч баррелей в сутки (почти 9% производства). В октябре 2019 г этот лимит должен быть снижен до 100 тыс. б/с. Пока неизвестно, будут ли эти планы реализованы, но правительство Дж. Трюдо уже продлило срок обязательных ограничений на добычу нефти до конца 2020 года, хотя изначально предполагалось, что они будут сняты в декабре 2019 года. Свои действия правительство объяснило нехваткой транспортных мощностей.

Несмотря на всю полемику вокруг этой меры, сокращениям удалось поднять цены на канадскую нефть Western Canada Select. Сейчас она торгуется с дисконтом в 10-15 долларов за баррель к West Texas Intermediate, тогда как до ввода лимитов осенью 2018 года скидка превышала 40 долларов за баррель.

Поставки нефти в США по железной дороге предполагают дисконт в районе 15-17 долларов за баррель к WTI, при этом в среднем аналитики Goldman прогнозируют этот показатель на уровне 17,5 долларов за баррель в третьем квартале, 20 долларов – в четвертом квартале и 21 доллара в среднем в 2020 году.

В будущем, скидка может продолжить расти, уверены эксперты. По их мнению, вступающие с 2020 года в действие нормативы по содержанию серы в морском топливе Международной морской организации негативно отразятся на тяжелой канадской нефти. Рынок высокосернистого топлива будет проседать, что приведет к удешевлению сырья для его производства.

Нефть есть, а трубопроводов не хватает

Несмотря на лимиты по производству нефти, развитие промышленности Канады продолжает тормозить нехватка экспортных трубопроводов, которая грозит отсрочкой ряда крупных инвестиционных проектов в отрасли. Среди наиболее уязвимых эксперты Goldman Sachs называют проект Aspen компании Imperial, проекты расширения Horizon компании Canadian Natural, Suncor на Fort Hills.

Все еще неясна судьба проекта расширения мощностей трубопровода Trans Mountain с текущих 300 тысяч до 890 тысяч баррелей в день для прокачки нефти из Альберты на западное побережье Британской Колумбии. Изначально нефтепровод протяженностью 1150 км должен был заработать в конце нынешнего года, однако проект столкнулся со множеством препятствий. В прошлом году «труба» была фактически национализирована правительством Канады, купившим его у Kinder Morgan за 3,4 млрд долларов США, чтобы гарантировать реализацию. Однако всего через месяц суд страны заблокировал строительство в связи с необходимостью дополнительных консультаций с коренным населением.

Сейчас работы по строительству трубопровода возобновлены после получения требуемых разрешений. По самому оптимистичному сценарию нефть в тройном объеме пойдет по нему в середине 2022 года. Однако судебные разбирательства нефтяников с экологами и коренным населением далеки от завершения.

Еще один проект «нелегкой судьбы» – трубопровод Keystone, протяженностью 1,9 тысячи километров и мощностью более 800 тыс. б/с, который предполагал транспортировку нефти из канадской Альберты до НПЗ на побережье Мексиканского залива в США. Проект, задержавшийся уже на десяток лет, был отвергнут одним американским президентом, затем одобрен другим, наткнулся на яростное сопротивление экологов и коренных групп, вылившееся в жесткие судебные препирательства. TransCanada много раз меняла маршрут нефтепровода, но это ей не помогло. В настоящее время компания остается втянутой в сложные и запутанные судебные споры с противниками проекта.

Также ведется реконструкция третьей линии нефтепровода Enbridge, которая была построена в 60-х годах прошлого века.

TransCanada еще шесть лет назад предлагала построить еще один трубопровод, на этот раз на восток страны под названием Energy East мощностью 1,1 млн б/с. В 2017 году компания отказалась от проекта на фоне неблагоприятной конъюнктуры, однако не стоит исключать возвращения к нему в случае смены правительства Канады. По крайней мере, власти нефтедобывающей Альберты продолжают лоббировать этот нефтепровод.

Мрачных красок в складывающуюся картину мира добавляет уход бизнеса из нефтяной отрасли страны, оцениваемый экспертами в 30 млрд долларов за последние три года. Продает активы американская компания Kinder Morgan, ранее ConocoPhillips уступила проекты на 13,2 млрд долларов Cenovus Energy, а Shell и Marathon вышли из бизнеса по разработке нефтеносных песков в пользу Canadian Natural Resources за 10,7 млрд долларов.

Все надежды отрасли сосредоточены на парламентских выборах, которые пройдут в Канаде в октябре. Нефтекомпании ожидают смены политического курса в энергетическом секторе, который даст надежду на выход нефтегазодобывающей отрасли из кризиса пятилетней давности.

США: достигнут ли предел роста или лучшее еще впереди?

На фоне негативных настроений северного соседа, нефтяная отрасль США чувствует себя как никогда более уверенно. Начавшаяся десять лет назад «сланцевая революция», которую мир достаточно долго не воспринимал всерьез, перевернула энергетический рынок не только самих Соединенных штатов, но и всей планеты.

США теперь являются крупнейшим производителем нефти и газа, подвинув Россию на вторую строчку. Их добыча нефти превосходит российскую почти на 20%, а добыча газа – – на  25%. По данным организации «Совместная инициатива по нефтяной статистике» (JODI), в июне добыча нефти США составляла 12,61 млн б/с, а России — 10,58 млн б/с. При этом экспорт нефти из США за июнь вырос на 18%, до 3,41 млн б/с.

Ценовой коллапс, наблюдавшийся в 2014-2017 годах, заставил многие американские компании, занимающиеся сланцевой добычей, сократить расходы, чтобы выжить. До сих пор растет число  небольших компаний, подающих иски о банкротстве. Только за первое полугодие 2019 года количество небольших производителей сланцевой нефти, объявивших себя банкротами, выросло до уровня всего 2018 года.

Рекорд за рекордом: в чем подвох?

Крупные нефтяные гиганты очень долго и осторожно подбирались к Пермскому бассейну, но теперь, похоже, они вошли во вкус. И на фоне ухода мелких игроков стали все активнее отчитываться о своих успехах. Американская ExxonMobil, например, заявила о планах  сократить себестоимость добычи нефти в Пермской сланцевой формации до 15 долларов за баррель – такого уровня затрат корпорация добилась лишь на месторождениях Ближнего Востока. Глава подразделения Exxon XTO Energy Столе Йервик прогнозирует, что к 2025 году добыча в Пермском бассейне может удвоиться, а сама Exxon доведет производство в регионе до 1 миллиона баррелей нефтяного эквивалента. Еще один крупный игрок — Chevron – уже пообещал за четыре года удвоить показатель добычи  до 900 тысяч баррелей нефтяного эквивалента в день.

В декабре 2015 года Конгресс США снял действовавший 40 лет запрет на экспорт американской нефти. После этого Exxon первой среди местных компаний отправила нефть за границу. Осенью 2018 года страна ненадолго стала нетто- экспортером нефти и нефтепродуктов – впервые за 70 лет.

Эксперты Минэнерго США прогнозируют, что полноценным чистым экспортером нефти государство станет уже в 2020 году. Специалисты Международного энергетического агентства говорят, что это случится на год позже. Однако и те, и другие сходятся в одном:  процесс уже стал необратимым. Мало того, МЭА уверено: в следующие пять лет США обгонят Россию по экспорту нефти.

Впервые США побили собственный рекорд по добыче жидких углеводородов почти полувековой давности в ноябре 2017 года, разогнав производство до более 10,1 млн б/с. С тех пор добыча неуклонно растет: по последнему прогнозу EIA производство в 2019 году составит 12,27 млн б/с, в 2020 году — 13,26 млн б/с. Правда, следует отметить, что этот прогноз уже скорректирован в сторону понижения на 90 тысяч баррелей.

По оценкам EIA, в сентябре добыча так называемой сланцевой нефти достигла рекордных 8,77 млн б/с, при этом наибольший рост обеспечил как раз Пермский бассейн, где ожидается максимальное за всю историю производство – 4,42 млн б/с.

Эксперты всего мира задаются вопросом, где предел этого роста и был ли он уже пройден в 2019 году? Аналитики Rystad Energy пока не изменили свой июньский прогноз о росте добычи нефти в США до 13,4 млн б/с в декабре 2019 года. По их мнению, одни только месторождения Техаса обеспечат добычу 5 млн б/с, что больше, чем производит любой член ОПЕК, кроме Саудовской Аравии.

EIA сообщила о снижении июньской добычи нефти до 12,08 млн баррелей с 12,1 млн в мае. Уменьшение незначительное, однако и в июле эксперты не ожидали роста из-за сезонных ураганов и остановки работ в Мексиканском заливе. В августе производство составляло в среднем 12,36 млн баррелей. Стоит ли ожидать существенного роста производства и в оставшиеся месяцы этого года? Скорее, речь идет о достижении некоторой рекордной «полки», вопрос лишь в том, на какое время.

По целому ряду прогнозов, правда, сделанных до подрыва инфраструктурных мощностей в Саудовской Аравии, в ближне- и среднесрочной перспективе стоимость нефти не превысит 55 долларов за баррель на фоне торгового конфликта США и Китая и макроэкономического замедления темпов роста американской экономики. Такие пессимистичные прогнозы приводят к снижению объемов бурения и финансовым трудностям, в первую очередь для небольших компаний.

На фоне ожидания низких цен на углеводороды производители сокращают бюджеты, персонал и понижают прогнозы по добыче. Имеющиеся пока данные говорят о некотором замедлении добычи, а инвестиционный банк Cowen & Co сообщил, что нефтяники, как ожидается, снизят общие расходы в этом году на 11%.

Нефтесервисная Halliburton сообщила о снижении числа сотрудников в Северной Америке на 8% и предупредила о замедлении деятельности в регионе, а Schlumberger отчиталась о снижении региональной прибыли на 12% во втором квартале.

Впрочем, крупные компании выглядят не слишком обеспокоенными спадом в отрасли и публично заявляют, что остаются способными контролировать доходы в условиях низких цен. Exxon, например, уверяет, что для нее Пермский бассейн является прибыльным и при цене в 35 долларов за баррель.

На этом фоне все заметнее становится тренд на консолидацию и поглощение небольших компаний более успешными крупными игроками. Весной этого года мировой рынок затаив дыхание наблюдал войну предложений между Occidental Petroleum и Chevron за покупку Anadarko. Победителем из нее вышла Occidental, объявившая, что готова заплатить за этот актив 55 миллиардов долларов. Несомненно, это лишь первая ласточка, и крупные игроки даже не скрывают, что заняли выжидательную позицию и внимательно наблюдают за мелкими независимыми производителями.

О «поиске возможностей» в Пермском бассейне заявляли, в частности, Exxon, Shell, Chevron. Инвестбанк Tudor, Pickering, Holt&Co уже «распределил» лакомые кусочки – компании Pioneer Natural Resources или Concho Resources, например, отлично подойдет  Exxon, тогда как Shell могла бы довольствоваться меньшими игроками, такими как WPX Energy или Cimarex Energy. Целью поглощения могут стать и более крупные компании, такие, как EOG Resources или даже Occidental Petroleum.

Сейчас все чаще звучат заявления, что в ближайшие годы основным фактором роста (или сокращения) добычи в США должна стать продуктивность скважин. С 2010 по 2018 год средняя продуктивность горизонтальных скважин выросла на 30%. Но, например, президент Energy Prospectus Group Дэн Стиффенс уверяет, что американская сланцевая индустрия подошла к концу на пути роста производительности. Аналитики Raymond James поясняют, что, если за последние восемь лет показатель IP-30 (начальная производительность в первые 30 дней добычи на скважине) ежегодно рос на 30%, тем не менее, основной рост приходился на начало десятилетия, а уже в 2017 году этот показатель увеличился на 11%, в 2018 году — на 15%. За первые же семь месяцев этого года, по данным аналитиков, он вырос лишь на 2%. Возможно, все дело в том, что предел роста уже достигнут?

Если смотреть на первые три месяца производства, то ситуация, кажется, еще хуже: по этому показателю за первое полугодие идет проседание добычи на 2% в среднем по стране, а в Пермском бассейне и вовсе на 10%.

Ухудшение объясняют тем, что в первые годы компании бросили все силы на лучшие запасы, а теперь же ресурсная база этих участков постоянно ухудшается. Кроме того, сокращается расстояние между скважинами, компании возвращаются к бурению «детских» скважин после завершения материнских.

Аналитики Rystad Energy считают пессимизм по поводу падения производительности преждевременным и отмечают, что средняя производительность новых скважин в Пермском бассейне остается на исторически максимальных уровнях. По их данным, средняя скважина на втором месяце добычи, традиционно являющимся пиковым, производит около 830 баррелей в сутки.

Подтверждается тот факт, что мировые нефтяные компании вырываются вперед и впервые за несколько лет, возможно, обогнали топ-10 разработчиков сланца США по производительности горизонтальных скважин.

Экспорт

Бум добычи сланцевой нефти поставил перед Соединенными штатами проблему инфраструктурных возможностей по ее транспортировке, в том числе на экспорт. Ведь, США слишком долго были импортерами «черного золота», а не его продавцами.  По данным EIA за последнюю неделю августа страна экспортировала 3,06 млн баррелей в день (импорт составил 6,9 млн баррелей). Оказавшись в ситуации «бутылочного горлышка», американские компании предложили сразу несколько проектов строительства трубопроводов и специализированных морских терминалов на побережье Мексиканского залива.

В августе был запущен трубопровод Cactus II Plains All American Pipeline от месторождений Пермского бассейна к Корпус-Кристи в Техасе мощностью 670 тыс. б/с. Также в августе компания EPIC Midstream Holdings начала поставку нефти по своему трубопроводу мощностью 600 тыс. б/с к побережью Мексиканского залива.

До конца года ожидается еще запуск проекта Gray Oak пропускной способностью 900 тыс. б/с и Permian Express мощностью 120 тыс. б/с. Таким образом, когда проекты выйдут на полную мощность в течение шести-восьми месяцев, на побережье Мексиканского залива по этим трубопроводам смогут поставляться 4 млн б\с.

Конечно, для экспорта необходимо и развитие морской портовой инфраструктуры. Существует около десятка предложений о строительстве новых морских специализированных портов в районе Мексиканского залива, не считая планов по реконструкции имеющихся терминалов. По разным оценкам, экспортные потоки из портов Мексиканского залива может в ближайшее время достичь от 6 до 8 млн б/с. И это не предел. Насколько нужна эта нефть на рынке, избалованном постоянным притоком предложения – это другой вопрос. Очевидно лишь, что это станет очередной головной болью для стран ОПЕК+.

Мексика: достигнуто ли дно?

Если в привязке к США закономерен вопрос, вышла ли страна на максимальный уровень добычи нефти, то с Мексикой ситуация прямо противоположная: эксперты спорят, достигнуто ли страной дно производства и когда, наконец-то, стоит ожидать роста.

Энергетическая отрасль Мексики переживает непростые времена: за последние шесть лет добыча государственной корпорации Pemex упала на 30%. В 2018 году она снизилась на 7%, до 1,813 млн б/с. Если сравнить этот результат с 2004 годом, когда страна была на пике добычи, то получится, что производство нефти снизилось вполовину. Долг Pemex сейчас является самым большим в отрасли, превысив 104 миллиардов долларов без учета пенсионных обязательств.

Доказанные запасы углеводородов по категории 1P в стране за прошедший год снизились на 7% и составили 7,9 миллиарда баррелей нефтяного эквивалента, в том числе запасы нефти уменьшились на 6%, до 6,06 млрд баррелей. Снижение объемов поисковых работ привели к сокращению доказанных и вероятных запасов углеводородов (2P) страны на 2%, до 15,84 млрд баррелей нефтяного эквивалента, а доказанных, вероятных и возможных (3P) – на 1,4%, до 25,1 млрд баррелей нефтяного эквивалента.

Ситуация усугубляется проводимой в стране энергетической политикой после прихода к власти в прошлом году кандидата от левых сил Андреса Мануэля Лопеса Обрадора. С 2013 года в стране проводится энергетическая реформа, которая впервые за восемьдесят лет допустила частный и иностранный капитал в проекты по добыче углеводородов. Благодаря энергореформе в Мексику пришли такие частные компании, как ENI, China Offshore, Total, Exxon, Chevron, Ecopetrol, Repsol, Shell, Qatar Petroleum, BP, Pan American, а также российский ЛУКОЙЛ и Dea Deutsche Erdoel Михаила Фридмана.

Но новый президент Мексики со свойственной ему неоднозначной риторикой, назвал реформу провалом и потребовал от ее организаторов и защитников извинений народу страны. С извинениями или без них, новые власти страны пока остановили проведение новых торгов на участки для частных, в том числе иностранных компаний, а также фарм-аутов. Такой шаг они объяснили необходимостью проверить, как выполняются уже имеющиеся контракты, и насколько они соответствуют интересам страны.

Своими основными задачами в нефтегазовой отрасли Андрес Обрадор провозгласил борьбу с коррупцией во всех сферах, восстановление добычи, сведение к нулю незаконных хищений топлива (принявших, по его словам, просто чудовищные масштабы) и фокус на внутреннюю переработку углеводородов. В настоящее время Мексика, являясь производителем нефти, вынуждена импортировать более 60% потребляемого в стране бензина из-за нехватки мощностей.

Все задачи крайне непростые, и пока сложно сказать, насколько справится с ними Обрадор. Ведь, в качества источников доходов на борьбу с коррупцией, он предлагает использовать деньги самих коррупционеров.

По его плану, Pemex сохранит добычу нефти в 2019 году на уровне 1,8 млн б/с, а в 2020 году увеличит на 11%, до 2 млн б/с. Летом власти страны заявили, что впервые за 14 лет тенденция падения переломлена: в июне и июле производство сохранялось на уровне 1,67 млн б/с. Эти  цифры остаются более чем минимальными, если сравнить с июлем 2018 года то станет понятно, что добыча упала на 8%. Так что говорить о выходе из кризиса и начале процветания отрасли еще рано.

Экономический план президента страны предполагает небывалый рост суточной добычи нефти в 2020 году до 1,951 млн баррелей. Это на 17% выше показателей лета 2019 года. Подобного амбициозного всплеска добычи Мексике не удавалось добиться в течение почти сорока лет, когда в эксплуатацию был введен гигантский проект Cantarell. Экспорт-в 2020 году запланирован на уровне 1,13 млн баррелей, цены на мексиканскую нефть прогнозируются в 49 долларов за баррель по сравнению с предполагавшимися ранее 55 долларами.

Администрация президента называет эти планы вполне реалистичными, но следует отметить, что пока состояние экономики страны вынуждает отнестись к ним достаточно скептически.

К концу шестилетнего президентского срока (2024 год) А. Обрадор обещает довести добычу до 2,4 миллиона баррелей.

Откуда деньги?

Мексика объявила о беспрецедентных финансовых и фискальных мерах поддержки Pemex, начиная с 2019 года. В середине сентября правительство страны пообещало влить в компанию дополнительные 5 млрд долларов, благодаря которым Pemex сможет осуществить выплаты по ценным бумагам со сроком погашения в 2020 и 2023 годах, а также выпустить новые семи-, десяти- и тридцатилетние облигации. В целом же власти поддержат нефтекомпанию на 9,5 млрд долларов в 2019 году. Кроме того, Pemex освободили от фискальной нагрузки – в 2019 году речь идет о льготах на 1,56 миллиарда долларов, речь идет в том числе об изменении налогового режима для ряда скважин компании. На 2020- 2021 годы предполагаются налоговые льготы примерно на 6,7 миллиарда долларов.

Однако, с точки зрения рынка, даже такие меры выглядят неубедительными: Fitch Ratings назвало их «умеренными», заявив, что это лишь кратковременная помощь по сравнению с грандиозной финансовой нагрузкой на компанию. В свою очередь, Moody’s назвал маловероятным возможность повышения кредитного рейтинга компании в связи с такой поддержкой, и даже, наоборот, не исключил его понижения.

В таких тяжелейших финансовых условиях кажется логичным привлечение иностранных партнеров в нефтедобывающие проекты. Но власти Мексики пока не нашли для себя приемлемого компромисса. С одной стороны, глава Pemex Ромеро Оропеса уже заявил о возможности привлечения иностранных инвестиций для реализации части проектов компании на принципах «открытости к бизнес-схемам с частным сектором, строго следуя своим интересам, со справедливыми и прозрачными соглашениями». С другой, замминистра энергетики Альберто Монтойа утверждает, что решение о привлечении частных компаний к разработке глубоководных месторождений на шельфе Мексиканского залива и газовых добывающих проектов пока не принято.

Сама компания, как заявил ее финансовый директор, по меньшей мере, до 2024 года не будет инвестировать в разведку и добычу нетрадиционных запасов и на «глубокой воде», а  сосредоточится на наземных и мелководных месторождениях. В ходе энергореформы Pemex привлекла австралийскую сервисную компанию BHP Billiton для глубоководного проекта Trión в Мексиканском заливе, однако первая добыча на нем ожидается не раньше 2025 года. Ориентация на сухопутные участки проекты в мелководной зоне объясняется просто: отсутствием необходимых финансовых ресурсов, инфраструктуры, достаточного опыта работы на глубоководье и на нетрадиционных запасах, неимением собственных технологий и нежеланием сотрудничать с иностранными партнерами. Очевидно, что эта стратегия в нынешних условиях является заведомо провальной.

Не намерена Мексика и следовать примеру своего северного соседа, занявшись фракингом. По крайней мере, Обрадор публично неоднократно заявлял об отказе использования метода гидроразрыва пласта. Два года назад, еще при прежнем правительстве, Pemex привлекла американскую Lewis Energy к оценке и разведке месторождения сланцевых углеводородов Olmos на севере Мексики, которой является частью Eagle Ford. Напрямую об использовании фракинга тогда не объявлялось, но применение именно этого метода выглядело вполне логичным.

Одновременно Мексика взяла курс на увеличение мощностей по переработке нефти. Страна объявила о планах реконструкции имеющихся заводов и строительстве нового, седьмого по счету, НПЗ в штате Табаско. Специалисты отмечают, что проект выглядит не слишком рентабельным с учетом его расположения в районе мангровых лесов на высоте близкой к уровню моря. Изначально страна предложила участвовать в строительстве консорциуму американской Becthel и итальянской Techint, американской Jacobs с австралийской Worley Parsons, американской KBR и французской Technip (позже отозвала свое предложение). Стоимость завода, по проекту властей, не должна превышать 8 млрд долларов. Его строительство должно было завершиться весной 2022 года. Однако позже стало известно, что компании не были готовы построить завод в столь сжатые сроки. Да и сумма инвестиций показалась им незначительной. В результате Мексика объявила, что реализует проект самостоятельно. Насколько это реально, покажет лишь время, однако многие специалисты страны в личных разговорах с автором статьи крайне скептически отзывались о такой возможности.

Правительство Мексики со свойственным ему популизмом рапортует о достижениях отрасли. По словам министра энергетики Росио Нале, в этом году НПЗ страны выйдут на переработку 1 млн б/с, что на 200 тыс. б/с выше показателей начала года. В 2020 году страна намерена довести мощности переработки до 1,46 млн б/с – этот прогноз, по мнению многих экспертов, также излишне оптимистичен.

Так что властям Мексики все еще предстоит найти ответ на вопрос: уступить ли часть национальных запасов иностранному капиталу ради повышения ликвидности отрасли или попытаться в кратчайшие сроки найти и применить собственные ресурсы и технологии освоения глубоководных проектов без должной апробации и попытаться их внедрить с угрозу собственной энергобезопасности, но с сохранением ресурсной базы в национальной собственности. Последний сценарий, кажется, правда, немного утопичным.

1. https://www.nrcan.gc.ca/home

2. https://www.milenio.com/politica/mexico-el-de-mayor-caida-entrepaises-productores-de-petroleo

3 https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=37053

4. https://www.capp.ca/

5. http://www.energysafetycanada.com/

6. https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Canadas-Oil-Crisis-Is-Far-From-Over21124.html

7. https://business.financialpost.com/commodities/energy/suncor-sees-increased-political-risk-for-keystone-xl-oil-pipeline

7 https://www.eia.gov/

8 https://www.forbes.com/sites/judeclemente/2019/05/15/3-things-to-know-about-the-u-s-oil-and-natural-gas-industry/#37b17884fa67

9. https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/us-shale-industry-turns-cash-flow-positive/

10. https://www.eia.gov/dnav/pet/PET_MOVE_WKLY_DC_NUS-Z00_MBBLPD_W.htm

11. https://www.eleconomista.com.mx/

12. https://www.gob.mx/cnh

13. https://www.pemex.com/Paginas/default.aspx

14. https://elfinanciero.com.mx/economia/gobierno-de-amlo-preve-que-produccion-de-petroleo-crezca-como-no-lo-hace-desde-1982

Добавить комментарий