В 2004 году объемы добычи нефти в Норвежском континентальном шельфе достигли рекордного показателя 4.6 миллионов boe/d. В 2013 году этот показатель опустился до 3.7 миллионов boe/d. С 2014 года объемы производства вновь стали расти, активность по бурению увеличилась, и начали запускаться новые проекты.

Из трех регионов Норвежского континентального шельфа самым прибыльным всегда являлось Северное море, где на 2019 год намечено начало работ на гигантском месторождении Johan Sverdrup.

Ожидается, что разработка данного месторождения существенно увеличит объемы добычи нефти — но лишь в краткосрочной перспективе.

Запуск работ на месторождении Aasta Hansteen в Норвежском море также увеличит прибыльность провинции в краткосрочном плане, но в долгосрочной перспективе объемы добычи нефти в регионе будут снижаться.

Таким образом, единственной по-настоящему перспективной областью в данном регионе является Баренцево море.

На настоящий момент в Баренцевом море Норвегией добывается лишь 5% от общего показателя добычи нефти в стране. Однако, аналитики прогнозируют, что к 2030-ым годам данный показатель составит одну треть от общего объема добычи нефти в Норвегии.

Первый цикл наращивания производительности начнется в следующем десятилетии. После начала работ на новых месторождениях, общий объем добычи нефти в Баренцевом море может составить до 500 kboe/d.

Рис. 1 Общий объем добычи нефти по регионам

Для достижения такого результата требуется разработка новых месторождений. При этом, крупнейшие неразработанные Норвежские месторождения находятся именно в Баренцевом море. Крупнейшим проектом является месторождение Johan Castberg, управляемое компанией Statoil. Работы на месторождении будут проводиться по технологии плавучего хранения и выгрузки (FPSO). Statoil и ее партнеры серьезно потрудились над снижением стоимости проекта, так как с момента начала работ цена на нефть упала с максимального значения 80 USD/bbl до минимального 35 USD/bbl.

Два других крупнейших месторождения в Баренцевом море — Wisting и Alta/Gohta. Эти месторождения вместе с Castberg изменят имидж Баренцевого моря как нефтяного региона. В течение следующих двух лет на указанных месторождениях будут пробурены несколько новых скважин.

Ресурсный потенциал Баренцева моря велик — прогнозируется, что около 60% от неразведанных ресурсов будут открыты именно в данном регионе. Инвестирование в регион Баренцева моря увеличилось на фоне повышения цен на нефть в период с 2010 по 2014 годы. Инвестиции были направлены, в основном, на строительство платформы Goliat и на геологоразведку. После коллапса цен на нефть в 2014 году, инвестиционные траты значительно сократились. В настоящий момент они составляют лишь треть от показателей 2014 года.

Рис. 2 Сервисные траты компаний в Баренцевом море (млрд. USD)

Ожидаемый рост активности по бурению в Баренцевом море требует начала нового инвестиционного цикла. Показатель инвестиционных затрат будет расти приблизительно на 33% в год в период с 2017 по 2025 годы. В 2025 году данный показатель должен составить более 8USD млрд.

Большая часть инвестиций будет направлена на развитие месторождений Johan Castberg, Wisting и Alta/Gohta. В дополнение к этому возрастут расходы на бурение и геологоразведку.

Углеродный риск

Долгосрочное инвестирование и масштабы работ на вышеназванных объектах свидетельствуют о том, что тема выброса углерода в атмосферу весьма актуальна. Новые месторождения не будут истощены до 2040-ых годов. Считается, что в этот период спрос на нефть будет снижаться, а стандарты выброса CO2 в атмосферу — ужесточаться. Сегодня стоит принимать решения, которые минимизируют финансовые риски, связанные с вышеуказанными обстоятельствами.

Показатели выбросов CO2 на нефтяных месторождениях являются более или менее постоянными, вне зависимости от загруженности производства, и это необходимо учитывать при принятии инвестиционных решений. Действующие месторождения важны для будущих разработок, так как они могут служить в качестве опоры для новых конструкций, что снижает стоимость разработки и способствует сокращению объемов выбросов CO2.

Рис. 3 Объемы выбросов CO2

На рисунке 3 изображены исторический и прогнозируемый уровни выбросов CO2 до 2050 года в Норвежском континентальном шельфе.

Аналитики полагают, что к 2050 году выбросы CO2 сократятся на 60% с 10.6 Mt до 4.5 Mt. Подавляющая часть от общего объема выбросов CO2 приходится на ныне действующие месторождения. Они составят 80% от общего объема выбросов СО2 в период с 2017 по 2030 годы. При взгляде на более поздний период с 2040 по 2050 годы, возможно предположить, что месторождения Johan Castberg, Wisting и Alta/Gohta суммарно составят 8% от общего объема выбросов углерода в атмосферу.

Увеличение объема добычи нефти в Баренцевом море к 2040 году позволяет предположить, что электрификация Баренцевого моря позволит сократить общий объем выбросов СО2 на 25%.

Концепция “Баренцевого хаба”

Электрификация месторождений в Баренцевом море является непростой задачей по многим причинам, но, прежде всего, вследствие далеких расстояний.

Эксперты предлагают решить эту проблему следующим способом. Необходимо установить автономную платформу с HVDC преобразователями, которая будет работать от электроэнергии, вырабатываемой на суше.

Хаб будет распределять электроэнергию на три соседние платформы, расположенные на расстоянии не более 100 км — это расстояние обычно считается верхней границей для прокладки глубоководных кабелей. Другие решения выглядят менее перспективными. Среди них — проводка кабелей напрямую с суши или установка одной HVDC-платформы рядом с Johan Castberg.

Спрос на электроэнергию для энергетических компаний обусловлен, в основном, необходимостью электроснабжения производства, обеспечением отопления и закачкой газа. Всё это может быть обеспечено электричеством с суши — такая схема называется “полная электрификация”. Другой вариант — “частичная электрификация”, когда газовая турбина с блоком рекуперации тепла обеспечивает электроснабжение для закачки газа, а остальная потребность в электроэнергии удовлетворяется за счет электрификации с суши.

Полная электрификация трех месторождений может потенциально обеспечивать выработку до 298 MW, а частичная электрификация — 78 MW. В случае полной электрификации показатель выброса CO2 в атмосферу составит 22 Mt, а в случае частичной электрификации — 8 Mt.

Рис. 4 Концепция “Баренцевого хаба”

На рисунке 4 изображена связь между различными заинтересованными сторонами: 1) энергетические и геологоразведочные компании, являющиеся собственниками или операторами оборудования, установленного на месторождениях; 2) собственник хаба, который также является оператором наземной электростанции; 3) оператор сети (в данном случае — Statnett). Каждая из сторон имеет свои интересы в предложенной схеме электрификации. Энергетические компании больше всего обеспокоены операционной производительностью и финансированием проектов, в то время как приоритетами владельца хаба являются предсказуемость спроса на энергию и доходность проекта.

Ключевые приоритеты сторон:

1. Энергетические компании: операционная производительность, тарифы/стоимость энергии, налоги на выбросы СО2 и Европейская система Emission Trading System  (EU ETS)
2. Поставщик энергии: спрос на энергию, цены на электричество и схема тарификации, пропускная способность электросети, предсказуемость спроса.
3. Оператор электросети (Statnett): пропускная способность электросети, спрос на электроэнергию, вопросы местного значения и приоритетность проектов.

Сложности реализации проекта

Концепция проекта Johan Castberg разрабатывалась с учетом того, что основным источником электроэнергии будут газовые турбины. При этом, разработка концепций строительства на объектах Wisting и Alta/Gohta должна начаться в текущем году. Исследования, направленные на разработку проектов данных объектов, будут происходить в 2017 и 2018 годах — тогда и станет ясно будущее “Баренцевого хаба”.

Рис. 5 Расписание запуска работ на месторождениях

Проект месторождения Johan Castberg предполагает использование газовых турбин, но в то же время остается возможность для последующей электрификации, если возникнет такая техническая возможность. Wisting и Alta/Gohta находятся на раннем этапе разработки, и принятые по ним решение серьезно повлияют на судьбу “Баренцевого хаба”.

Важнейшим элементом процесса электрификации в Баренцевом море является пропускная способность электросети. Оператор Норвежской электросети Statnett недавно принял окончательное инвестиционное решение по модернизации инфраструктуры в Finnmark в северной части Норвегии. Даже небольшая модернизация может позволить обеспечить 250MW для нефтедобывающей отрасли в Hammerfest. Однако, этого недостаточно для полной электрификации всех трех месторождений.

По мнению аналитиков, для полной электрификации трех месторождений потребуется около 400 MW во время пиковой нагрузки и 300 MW в среднем. Это означает, что мощностей новой электросети будет достаточно лишь для обеспечения энергией Johan Castberg до 2025 года, когда месторождение Wisting будет подключено к системе электроснабжения.

Statnett рассматривает возможность использования новых линий, проведенных через южную часть Норвегии или через Финляндию. В таком случае пропускной способности электросети будет достаточно для поддержки всех трех месторождений.

Электрификация “Баренцевого хаба” требует инвестирования в объеме 9 BNOK (включая наземную электростанцию). 50% от общей суммы инвестирования уйдет на прокладку электрокабеля от Hammerfest до хаба и далее к трем месторождениям.

Стоимость углерода

Операторы Норвежского континентального шельфа находятся в зависимости от двух политик, направленных на сокращение объема выбросов CO2 в атмосферу — это Европейская система Emission Trading System (EU ETS) и Норвежский налог на углерод. Указанные политики являются существенными компонентами при расчете стоимости электрификации региона. При этом, Евросоюз считает, что нынешняя цена по ETS (5 EUR/t CO2) должна быть повышена. Норвежский налог на углерод был введен в 1991 году и составлял 350 NOK/t CO2 (примерно 40 EUR/t). С тех пор размер налога увеличился до 436 NOK/t. Таким образом, суммарно CO2 обходится энергетическим компаниям в 53 EUR/t. К 2040 году данная сумма увеличится до 70 EUR/t вследствие ужесточения политики по сокращению объемов выброса углерода в атмосферу.

Стоимость электроэнергии

К 2030 году стоимость электроэнергии в Норвегии увеличится и достигнет 300-380 NOK/MWh. Текущая стоимость электроэнергии составляет 200 NOK/MWh. Это обусловлено, в основном, приостановкой работ на ряде атомных электростанций в Швеции, Германии и Франции.

Влияние электрификации на стоимость проекта

Рис. 6 Влияние электрификации на стоимость проекта

На рисунке 6 показана сравнительная стоимость Johan Castberg, Wisting и Alta/Gohta в зависимости от применения схемы полной электрификации или единичной газовой турбины для электрогенерации (частичная электрификация). Запуск работ на месторождениях указан в 2023, 2025 и 2026 годах соответственно.

В случае использования варианта частичной электрификации с использованием газовой турбины, стоимость разработки трех месторождений составляет 18.0 BNOK. В случае использования варианта полной электрификации, стоимость разработки составляет 17.3 BNOK.

Так становится видно, что электрификация оказывает не столь значительное влияние на стоимость разработки проектов.

Несмотря на дороговизну, последствие полной электрификации — лишь 7%-ое сокращение стоимости разработки проектов. При этом, сокращаются финансовые риски, связанные с выбросом углерода в атмосферу.

На самом деле, электрификация зачастую является оптимальным экономическим решением для месторождений в Норвегии и в мире. Например, данную схему используют на многих проектах на Ближнем Востоке. Там спрос на электроэнергию для морских платформ столь высок, что стало экономически целесообразным централизовать электрогенерацию на больших сухопутных электростанциях, и затем направлять электроэнергию к морским платформам посредством комплексной системы распределения электроэнергии.

С социально-экономической перспективы, случай “Баренцевого хаба” является суб-оптимальным, поскольку он снижает чистую приведенную стоимость энергии для потребителей. Однако, если Норвежское правительство продолжит свою амбициозную политику по сокращению выбросов углерода в атмосферу, то это может дорого обойтись национальным энергетическим компаниям. Борьба с загрязнением окружающей среды снижает рентабельность месторождений, что в конечном счете может привести к еще большим затратам, чем электрификация в Баренцевом море.