Norweski Statoil ogłosił, że osiągnął znacznie lepsze od spodziewanych wyniki finansowe za czwarty kwartał 2017 roku, co przełoży się na wzrost wartości wypłacanych dywidend. Przy tej okazji podano również informację o obniżeniu kosztu wydobycia ropy w pierwszej fazie projektu morskiego Johan Sverdrup. Obecnie kształtuje się on poniżej 15 USD za baryłkę, co zdaniem analityków z Rystad Energy jest kwotą znacznie niższą niż w amerykańskich projektach łupkowych.
Wyniki Statoila
Statoil ogłosili swoje bardzo dobre wyniki finansowe za 2017 rok. Przy tej okazji poinformowano o znaczącym obniżeniu kosztów pierwszej fazy rozwoju nowego pola Johan Sverdrup znajdującego się na Morzu Północnym. Spadek ten wyniósł prawie 30 procent w stosunku do założeń zawartych w planie rozwoju i działania (PDO) zatwierdzonego w sierpniu 2015 roku. Nakłady inwestycyjne na etap 1 szacuje się obecnie na 11,2 miliarda USD (88 miliardów koron norweskich).
„Nieustanny nacisk Statoil na obniżenie kosztów rozwoju Johan Sverdrup o 30 procent świadczy o aktualnych tendencjach dotyczących kosztów rozwoju wydobycia na szelfach kontynentalnych. Uproszczenia, ulepszenia konstrukcyjne i zwiększenie wydajności wydobycia sprawiło, że projekty morskie stały się konkurencyjne dla projektów łupkowych z Ameryki Północnej,” – powiedział Matthew Fitzsimmons, wiceprezes ds. analizy kosztów w Rystad Energy. „Na polu Sverdrup, Statoil uzyskał spadek kosztów do poziomu około 15 USD za baryłkę – to naprawdę niezwykłe osiągnięcie” – zauważył Fitzsimmons.
Dokonania firmy
Rystad Energy porównał jednostkowe koszty produkcji dla łupków i platform wiertniczych. Z tej analizy jasno wynika, że projektach łupkowych pracowano nad zmniejszeniem nakładów inwestycyjnych w latach 2015 i 2016. Natomiast branża offshore z powodu dłuższego czasu obowiązywania umów i czasu realizacji swoich projektów potrzebowała więcej czasu, żeby zareagować na niższe ceny ropy. „Północnoamerykańskie łupki mają obecnie średnią rentowność powyżej 40 USD i już odczuwają skutki rozgrzania rynku. Liczba ukończonych odwiertów podwajał się co miesiąc od 2016 roku. Wraz z inflacją stanowi to wyzwanie dla amerykańskich firm ponoszących koszty eksploatacji łupków. Region Północnego Atlantyku wydaje się być chroniony dzięki długoterminowym umowom na kluczowe usługi, takie jak wiercenie, czy stawanie podwodnych i naziemnych obiektów. Przewidujemy, że projekty offshore będą opierać się na swoich zaletach i przyniosą większą zysk dla akcjonariuszy w ciągu najbliższych kilku lat,” – dodał Fitzsimmons.
Dalsze plany
Johan Sverdrup jako jeden z pięciu największych pól naftowych na norweskim szelfie kontynentalnym, będzie opracowywany etapami. Faza 1 rozwoju tego pola jest obecnie zakończona w około 70 procentach. Wszystko wskazuje na to, że będzie z niego pochodziła jedna czwarta całkowitej norweskiej produkcji ropy, a pierwsze dostawy z tego obszaru będą wysyłane pod koniec 2019 roku. Dzienne wydobycie nafty zostało oszacowane na 440 000 baryłek. Plan fazy 2 zostanie przedłożony organom regulacyjnym dopiero w drugiej połowie 2018 roku. Produkcja w tej fazie ma się rozpocząć do 2022 roku. Wtedy całkowite wydobycie z tego pola może zwiększyć się do 660 000 baryłek dziennie. Oczekuje się, że całość pola będzie wykorzystywana przez około 50 lat.
Norwegia jest poza Rosją głównym dostawcą ropy naftowej i gazu ziemnego dla gospodarki europejskiej, przeznaczając niemal całą swoją produkcję z szelfu kontynentalnego na eksport. W ubiegłym roku łączna produkcja, zgodnie ze wstępnymi danymi z grudnia 2017 roku, wyniosła o 37,7 miliona baryłek ekwiwalentu ropy więcej niż w 2016 roku.
United Press International/Oilprice/ Roma Bojanowicz
