Европейский нефтегазовый бизнес вновь изобретает себя.
Крупнейшие международные нефтяные корпорации Европы пересматривают планы энергетического перехода. Но как далеко смогут зайти они в отказе от стратегий на «чистую» энергию? Сможет ли традиционный бизнес обеспечить их акционерам прежние сверхдоходы?
По информации Reuters, генеральный директор BP Мюррей Окинклосс в феврале 2025 г. представит новую стратегию компании. С принятия в 2020 г. последней скандально «зеленой» стратегии прошло четыре года, включившие эпидемию, локдауны, энергетический кризис и уход европейских компаний из России из-за украинского конфликта. За это время британский нефтяной гигант существенно пересмотрел стратегию сокращения добычи.
Четыре года назад BP приняла на себя обязательства снизить извлечение углеводородного сырья на 40% при быстром разворачивании в мире возобновляемых источников энергии к 2030 г. BP инвестировала миллиарды в новые низкоуглеродные предприятия и сократила команду по разведке нефти и газа с 2020 г. Но проблемы с цепочкой поставок, резкий рост затрат и процентных ставок оказали влияние на прибыльность многих предприятий возобновляемой энергетики. В феврале 2023 г. компания снизила цель сокращения нефтегазовой добычи до 25%, ориентируя инвесторов на 2 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки к концу десятилетия. Сверхдоходы от продажи углеводородов последних лет привели к тому, что инвесторы переориентировались на краткосрочную прибыль и «забыли» об энергетическом переходе.
По словам Окинклосса, BP хочет быть попроще: «направление то же самое, но мы собираемся поставлять продукцию как более простая, целенаправленная и ценная компания». Изменения произошли на фоне высказываемых инвесторами сомнений в способности компании генерировать прибыль в рамках текущей стратегии: в то время как конкуренты инвестировали в нефть и газ, BP несколько лет пренебрегала разведкой. В результате сегодня компания пересматривает финансовые потоки, отдавая предпочтение вложениям в наиболее прибыльные предприятия, в первую очередь в нефть и газ.
Как и десятилетия назад, компания вновь планирует «несколько новых проектов» на Ближнем Востоке и в Мексиканском заливе с целью поддержания и увеличения добычи нефти и газа. По информации Reuters, европейский мейджор ведет переговоры об инвестировании в три новых проекта в Ираке, включая проект на месторождении Majnoon. В августе BP подписала соглашение с иракским правительством о разработке и разведке нефтяного месторождения Kirkuk на севере страны, которое также будет включать строительство электростанций и солнечных мощностей. BP владеет 50% акций в совместном предприятии, эксплуатирующем гигантское нефтяное месторождение Rumaila на юге страны, где она работает уже столетие. В отличие от исторических контрактов, которые предлагали иностранным компаниям небольшую маржу, новые соглашения ориентированы на щедрую к инвесторам модель распределения прибыли, утверждает Reuters.
BP также рассматривает возможность инвестирования в повторную разработку месторождений в Кувейте. В Мексиканском заливе BP продолжит освоение крупного и сложного резервуара Kaskida, а также оценит возможности проекта Tiber. Она также рассмотрит возможность приобретения активов в сланцевом бассейне Permian для расширения уже существующего наземного бизнеса в США, который увеличил запасы более чем на 2 млрд баррелей с момента приобретения бизнеса в 2019 г.
Компания объявила о программе экономии затрат в размере 2 млрд долларов до конца 2026 г. За последние месяцы BP приостановила инвестиции в новые морские ветровые и биотопливные проекты, сократила количество проектов по производству водорода с низким содержанием углерода с тридцати до десяти. Тем не менее компания консолидировала солнечный бизнес дочерней Lightsource BP и бразильский биотопливный бизнес Bunge. BP потратила 2,5 млрд долларов на возобновляемые источники энергии, водород, зарядки для электромобилей и биотопливо в 2023 г. Компания инвестировала в строительство 6 ГВт морской ветроэнергетики в Великобритании и также получила поддержку от британского правительства для реализации схемы улавливания углерода стоимостью 4 млрд фунтов стерлингов в Тиссайде.
Тем временем другой нефтегазовый лидер Европы – компания Shell – также замедлила реализацию стратегии энергетического перехода, поменяв генерального директора. Возглавивший международную компанию Ваэль Саван продал ее электроэнергетический бизнес, сократил инвестиции в офшорную ветроэнергетику, биотопливо и водород. Однако, по информации Shell, рентабельность нефтепереработки этим летом упала почти на треть из-за падения спроса в глобальном масштабе. Маржа падает в том числе из-за снижения потребления нефтепродуктов. Энергопереход продолжается, погоня за сверхдоходами в краткосрочной перспективе не решит системных проблем нефтегазового бизнеса, с растущими затратами на реализацию проектов и слишком дорогими ресурсами, которые должны быть использованы в безальтернативной нефтехимии, а не сгорать в двигателях внутреннего сгорания.
Основными факторами давления на мировую нефтепереработку стали замедление роста экономики Китая и увеличение предложения на мировом рынке за счет запуска новых нефтеперерабатывающих заводов. По итогам третьего квартала 2024 г. Shell зафиксировала резкое снижение маржи в downstream на 30% по сравнению с предыдущим кварталом. Если во втором квартале показатель составлял 7,7 доллара за баррель, то в третьем квартале текущего года он упал до 5,5 доллара за баррель. Этот спад стал результатом сокращения глобального спроса на нефтепродукты и активного ввода в эксплуатацию новых нефтеперерабатывающих мощностей, что привело к переизбытку предложения на рынке.
Тем временем расходы на реализацию новых нефтедобывающих проектов в Европе растут. По информации Reuters, энергетические компании Equinor, Aker BP и Vaar Energi, работающие на шельфе Норвегии, повысили оценку стоимости освоения крупных морских проектов по разработке нефти и газа. Новый арктический проект компании Equinor на шельфе Баренцева моря – Johan Castberg – теперь обойдется в 8,08 млрд долларов. Согласно планам национальной нефтегазовой компании, добыча на этом активе в Арктике начнется к концу этого года, на два года позже первоначального графика. С момента одобрения проекта в 2018 г. стоимость его реализации выросла с 49 млрд норвежских крон до 86 млрд крон. Реализация североморских проектов Yggdrasil компании Aker BP обойдется в 134,4 млрд крон, а Balder Future компании Vaar – 52,2 млрд крон, что значительно выше заявленных проектных оценок. Увеличение расходов, измеренных в кронах 2024 г., вызвано слабым обменным курсом национальной валюты, что способствовало импортируемой в Норвегию инфляции.
Нина Маркова