Добыча нефти и газа в Юго-Восточной Азии может никогда не восстановиться до уровня, существовавшего до COVID

Пандемия Ковид-19 ознаменовала конец эпохи для совокупной добычи нефти и газа в Юго-Восточной Азии, в результате чего объем добычи в регионе в 2021 году впервые с 1998 года окажется ниже 5 миллионов баррелей нефтяного эквивалента в день (бнэ), и этот порог вряд ли будет превышен в будущем, несмотря на запуск новых проектов в ближайшие годы, показывает анализ Rystad Energy.

Среднесуточная добыча углеводородов упала до 4,86 млн бнэ в сутки в 2021 году, по сравнению с 5,06 млн бнэ в сутки в 2020 году, и на 12% по сравнению с допандемическими объемами в 5,5 млн бнэ в сутки в 2019 году, показывают данные Rystad Energy.

Операторы изо всех сил пытаются восстановить потери добычи, вызванные пандемией, так как операторы снизили уровень активности на фоне беспрецедентного перебоя на нефтяных рынках. По прогнозам, спад продолжится до середины десятилетия. Хотя в 2022 году объемы останутся стабильными, к 2025 году добыча упадет еще на 10% и составит около 4,3 млн бнэ в сутки по сравнению с текущим уровнем.

«Производство жидких углеводородов в Юго-Восточной Азии снижается уже почти 20 лет из-за отсутствия открытий и санкционирования проектов в регионе. Хотя новые государственные стимулы могут помочь, в регионе, похоже, еще долго будет наблюдаться снижение уровня добычи», — говорит Пратик Пандей, вице-президент по разведке и добыче.

Напротив, добыча природного газа в регионе в период с 2009 по 2019 год оставалась стабильной и составляла около 20,8 млрд кубических футов в сутки (Bcfd). Несмотря на ожидания роста объемов продаж газа, который бы компенсировал 8%-ное падение добычи в 2020 году, ожидается, что в этом году объемы снизятся примерно на 2% по сравнению с 2020 годом и составят около 19 млрд куб. футов в сутки. В основном это связано с падением добычи на зрелых старых проектах, включая Махакам, СПГ Дуа и СПГ Сату, Етагун.

Доля объема от разрабатываемых проектов и существующих коммерческих открытий значительна и отражает своевременную реализацию проектов в регионе. Несколько проектов были успешно введены в эксплуатацию в 2021 году, включая долгожданное месторождение Ротан, на котором в марте был запущен ПФЛНГ Дуа, благодаря чему Petronas стала единственным в мире оператором, производящим СПГ с двух плавучих установок. В Индонезии компания Eni своевременно завершила разработку месторождения Меракес, на котором в апреле 2021 года была получена первая добыча газа.

Связанные: Энергетические группы призывают к вмешательству правительства в связи с резким ростом цен на электроэнергию

Однако, несмотря на эти успехи, Юго-Восточная Азия по-прежнему страдает от задержек и срывов проектов. В Индонезии восстановление добычи газа еще больше затянулось после того, как два важных проекта — Tangguh LNG T3 и Jambaran Tiung-Biru Unitisation (JTB) — были отложены до 2022 года.

Что ждет нас в будущем

В большей части Юго-Восточной Азии более 60% добычи приходится на зрелые блоки — месторождения, на которых добывается более 50% ресурсов. В ближайшие несколько лет объемы добычи на таких блоках, скорее всего, будут последовательно снижаться, а к 2030 году 60% добычи, по оценкам, будет приходиться на проекты, находящиеся на стадии предварительного принятия окончательного инвестиционного решения (FID). Следовательно, движущей силой перспектив региона в области разведки и добычи будет санкционирование новых разработок.

2020 год стал кошмарным годом для региональных санкций: только около 300 миллионов баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) ресурсов с шести активов достигли FID. В 2021 году, когда операторы попытались продвинуться вперед, в регионе более десяти проектов получили FID, с запасами около 750 млн бнэ и инвестициями в размере около 3 млрд долларов США в новые месторождения, причем 85% от общего объема приходится на Малайзию.

В 2022 году санкционная деятельность, вероятно, останется на том же уровне, при этом планируется провести FID на ресурсах региона в объеме около 800 млн бнэ, из которых 60% приходится на Индонезию и более 35% — на Малайзию. В Малайзии, скорее всего, будут преобладать проекты, управляемые крупными компаниями и ННК, в то время как региональные игроки и компании по разведке и добыче будут в основном вести разработки в Индонезии.

Однако проекты, запланированные к реализации в 2022 году, все еще могут столкнуться с трудностями при получении окончательного одобрения. Регулирование внутренних цен на газ в Индонезии остается проблемой для большинства крупных газовых проектов, находящихся в стадии разработки. Хотя для таких блоков, как Касури, обсуждаются стимулы, это по-прежнему один из факторов, который может еще больше задержать прогресс. Запланированные разработки на основе контрактов о разделе продукции (КРП), срок действия которых истекает в ближайшее время, также находятся под угрозой, если правительства принимающих стран не начнут заблаговременно обсуждать возможность продления контрактов.

В 2022 году в Юго-Восточной Азии вряд ли произойдет существенное увеличение расходов, а объем инвестиций, по прогнозам, составит от 15 до 20 млрд долларов США в течение года. Инвестиции, скорее всего, будут обусловлены увеличением буровой активности на зрелых блоках в Индонезии и Таиланде, поскольку ННК возьмут бразды правления в свои руки и сосредоточатся на блоках с наибольшей добычей.

По состоянию на ноябрь 2021 года на восьми месторождениях было обнаружено около 360 млн бнэ, что на 40% превышает объемы 2020 года. Около 78% всех открытых в этом году ресурсов в Юго-Восточной Азии составляют газ или газовый конденсат, остальное — нефть. Около 84% приходится на мелководье, причем около 86% — на блоки, управляемые ННК. В соответствии с тенденцией, более 90% объема в регионе в 2021 году было открыто в миоцен-обломочной формации.

Компания Rystad Energy