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

Пандемия Covid-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, скорее всего, не будет превышен в будущем, несмотря на запуск новых проектов в ближайшие годы, показывает анализ Rystad Energy.

Среднесуточная добыча углеводородов упадет до 4,86 млн бнэ в сутки в 2021 году, по сравнению с 5,06 млн бнэ 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, поскольку операторы снизили уровень активности на фоне беспрецедентных сбоев 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. баррелей 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. Несмотря на то, что новые государственные стимулы могут помочь, уровень добычи в регионе будет снижаться еще долгое время», — говорит Пратик Пандей, вице-президент по разведке и добыче.

В отличие от этого, 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 компенсирует 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, МЛНГ Дуа и МЛНГ Сату, Йетагун.

.

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 плавучий СПГ Дуа, благодаря чему Petronas стала единственным в мире оператором, производящим СПГ с двух плавучих установок. В Индонезии компания Eni своевременно завершила разработку месторождения Меракес, где первая добыча газа началась в апреле 2021 года.

Связано: 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 более 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 большинстве стран 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, вероятно, 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 санкционирования в регионе: только около 300 миллионов баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) ресурсов шести активов достигли стадии 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, причем 85% от общего объема приходится на Малайзию.

Санкционирование в 2022 году, скорее всего, останется на том же уровне, поскольку в регионе запланировано получение FID на около 800 млн бнэ ресурсов, 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, планируемые к реализации в 2022 году, могут столкнуться с трудностями при получении окончательного разрешения.  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 все еще 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 заблаговременное обсуждение возможных продлений.

В 2022 году в Юго-Восточной Азии вряд ли произойдет существенное увеличение расходов, при этом прогнозируется, что в течение года инвестиции составят от $15 млрд до $20 млрд. 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 открыто около 360 млн бнэ, что на 40% превышает объемы 2020 года. Около 78% всех ресурсов, открытых в этом году 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 будет обнаружено в миоцен-обломочной формации.

По материалам Rystad Energy