Нефть по цене $50 за баррель подкосила канадских нефтепроизводителей.

Нефтяные компании Канады сдают позиции. Крупные производители урезают или совсем сворачивают планы по дальнейшей экспансии, а небольшим проектам с огромным трудом удается окупать даже собственные производственные расходы. Множество компаний среднего размера – располагающих меньшим числом активов и добывающих менее 100 тыс. бар/д – отложили в долгий ящик планы по развитию производства, поскольку в текущих условиях, когда нефть стоит около US$50 за баррель, они оказались не в состоянии окупить свои высокие первоначальные затраты на запуск производства. Тем временем более крупные нефтедобытчики Канады сосредоточились сейчас на небольших проектах, которые в недавнем прошлом совсем не соответствовали их размаху и масштабу.   

По теме: Нефтяные пески Канады остались не у дел

За последние три года десятки новых проектов были законсервированы, а экспансия – приостановлена, и это означает, что миллионы баррелей сырья могут так навсегда и остаться в нефтеносных песках Канады, которые занимают третье место в мире по объемам доказанных резервов. Если в 2014 году представители отрасли прогнозировали, что объемы добычи в Канаде увеличатся более чем вдвое, почти достигнув к 2030 г. 5 млн бар/д, то теперь такие прогнозы были урезаны до 3.7 млн бар/д.

Отчасти это было связано и с активными продажами крупнейшими иностранными нефтяными компаниями своих канадских активов (на сумму свыше US$23 млрд в год), поскольку их внимание переключилось на новые перспективные тренды на рынке нефти – такие, как Пермский бассейн в Техасе, предлагающий более быструю окупаемость и прибыль, а также более выгодное территориальное расположение по отношению к НПЗ. «Мы не в состоянии конкурировать с этой гигантской нефтедобывающей машиной на юге», - вынужден был признать в интервью Reuters Дерек Эванс, глава небольшой канадской компании Pengrowth Energy.

 Согласно официальной статистике США и Канады, за 12 месяцев по июль показатели производства в Пермском бассейне США выросли на 21%, в то время как в нефтеносных песках Альберты прирост составил лишь 9%. Самый болезненный удар был нанесен по производителям среднего размера, поскольку первоначальные затраты на запуск производства в этом регионе значительно превосходят аналогичные показатели в других ключевых нефтяных регионах. С 2014 года нефтедобытчики, работающие с нефтеносными песками Канады, сократили свои операционные расходы на треть, однако, по оценкам аналитиков, новые проекты, основанные на методе термальной добычи, смогут окупаться лишь при ценах на нефть в районе US$60.

По теме: Нефть. Звезда Пермского бассейна катится к закату

Пока же в этом году стоимость барреля североамериканской нефти сорта West Texas Intermediate колебалась в диапазоне US$42 - US$55. По прогнозам Минэнерго США, средняя цена WTI составит в 2017 г. US$49.69, а в следующем году - US$50.57 за баррель. Одним из примеров подобных термальных проектов является проект Hangingstone компании Athabasca Oil Corp. Изначально его потенциальная мощность оценивалась как 80 тыс. бар/д, однако по факту показатели производства удастся разогнать лишь до 12 тыс. с текущих 9 тыс. бар/д, при этом он будет окупаться лишь при ценах на нефть не ниже US$53, а это означает, что на данный момент проект Hangingstone является для компании убыточным. Как прокомментировал изданию Reuters глава Athabasca Роб Броен, «компания создавалась, когда баррель нефти стоил $100. Тогда мы намеревались привлекать финансирование для совместных предприятий и осваивать новые территории, наращивая их до масштабных размеров. Однако с тех пор мир изменился».

Вынуждена была свернуть свои планы по развитию и Pengrowth. Как пояснил Эванс, для того чтобы выйти на уровень рентабельности и окупить свои инвестиции в проект Lindbergh, мощность которого составляет 14 тыс. бар/д (хотя ранее в качестве целевого уровня выставлялись 40 тыс.), компании необходимо, чтобы цены на нефть устойчиво держались в районе US$55 за баррель. Падение нефтяных котировок вынудило отступить и более крупных производителей. Так, крупнейшим последним мега-проектом Suncor Energy является месторождение Fort Hills, производство на котором должно стартовать к концу этого года с проектной мощностью 194 тыс. бар/д.

Canadian Natural возобновила строительные работы на участке Kirby North, на котором планируется добывать ежедневно 40 тыс. баррелей. Это станет одним из горстки мелкомасштабных проектов компании, которые будут введены в эксплуатацию в 2019 году. Тем временем MEG Energy предпочитает в дальнейшем заниматься разработкой уже существующих участков, дробя их на «модули» мощностью по 20 тыс. бар/д, вместо того, чтобы запускать с нуля полностью новые проекты. Впрочем, даже столь скромные инвестиции сейчас не по карману более мелким компаниям вроде Athabasca и Pengrowth. Как комментирует аналитик AltaCorp Capital Ник Лапик, «небольшим компаниям чрезвычайно сложно вытаскивать себя из черной финансовой дыры, в которую их может затянуть запуск нового проекта. Более крупной компании проще принять на свой баланс подобные расходы, не прибегая при этом к слишком большим объемам заемного капитала». 

 По теме: Зациклившись на войне США и ОПЕК, рынки упустили из виду Канаду и Бразилию, где добыча растет полным ходом Источник: ProFinance.Ru - Новости рынка Форекс