Statoil planuje zwiększenie wydobycia ropy na Morzu Północnym
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
