Немецкая Wintershall в 2017 году удвоила прибыль — до 719 млн евро

В 2017 году самая крупная нефтеовая компания Германии с международным профилем увеличила результат хозяйственной деятельности (EBIT) до учета особых факторов на 53% (276 миллионов евро), до 793 миллионов евро (2016 г.: 517 миллионов евро).

Это обусловлено, прежде всего, ростом цен на и , а также увеличением вклада в результат долевого участия компании в Южно-Русском овом месторождении. Широкие меры по оптимизации проектов геологоразведки и добычи и успешная реализация оперативных мер по снижению затрат также дали положительный эффект. EBIT увеличился на 544 миллиона евро (плюс 109 процентов) и достиг 1043 миллионов евро (2016 г.: 499 миллионов евро). В нем учтены чрезвычайные доходы от повышения балансовой стоимости основных средств в Норвегии и Нидерландах, а также от продажи долей участия в лицензионном блоке Агуада-Пичана в Аргентине. Обратный эффект имела переоценка стоимости геологоразведочного потенциала в Норвегии.

Годовая после учета долей других участников увеличилась на 357 миллионов евро (плюс 99 процентов) и достигла 719 миллионов евро (2016 г.: 362 миллиона евро).

«Наша цель, а именно в 2017 году вновь достичь в нефтеовом бизнесе значительно более высокого результата для группы BASF, была достигнута благодаря высоким достижениям коллектива », – сказал председатель правления Марио Мерен.

Так, оборот с третьими лицами по сравнению с предыдущим годом в результате увеличения цен и объемов увеличился на 476 миллионов евро (плюс 17 процентов) и достиг 3244 миллионов евро (2016 г.: 2768 миллионов евро). Средняя цена на эталонной марки Брент в 2017 году составила 54 долл. за баррель (2016 г.: 44 долл. ). Цены на на европейских спотовых рынках по сравнению с предыдущим годом выросли примерно на 24 процента. Главным фактором роста сбыта было увеличение объемов продаж а.

Добыча нефти и а удержалась на рекордно высоком уровне

Компании удалось удержать объем добычи нефти и а на уровне прошлого года (2016 г.: 165 млн баррелей нефтяного эквивалента). В поиске новых месторождений нефти и а в 2017 году пробурила в общей сложности семь разведочных и доразведочных скважин, три из которых оказались продуктивными. Объем доказанных запасов нефти и а компании по сравнению с концом 2016 года увеличился на три процента и достиг 1677 млн баррелей нефтяного эквивалента (б.н.э.) (2016 г.: 1622 млн б.н.э.). Коэффициент восполнения запасов в 2017 году составил 133 процента.

Расчетная кратность запасов, выведенная на базе добычи в 2017 году и уровня запасов к концу года, составляет примерно десять лет (2016 г.: десять лет). «Мы увеличили объем добычи с 2011 года примерно на 50 процентов. И при этом мы не жили за счет будущего», – сказал Мерен. Ведь за тот же период удалось увеличить объем запасов также почти на 50 процентов. планирует до 2022 года в общей сложности вложить примерно 3,5 миллиарда евро в развитие нефтеового бизнеса. Это соответствует примерно пятой части (18 процентов) общей суммы инвестиций группы BASF на период 2018 – 2022 гг.

DEA в роли ключевого игрока в Европе

В декабре 2017 года было объявлено о предстоящих фундаментальных изменениях: BASF намерен вместе с группой LetterOne объединить нефтеовые активы двух компаний в рамках совместного предприятия. Новое предприятие, которое будет называться DEA, должно стать одной из крупнейших независимых нефтеовых компаний Европы – с прекрасными перспективами роста. В среднесрочной перспективе планируется выход совместного предприятия на биржу. «Портфели активов двух компаний идеально сочетаются. Мы сможем еще сильнее укрепить производство в Европе и расширить регионы добычи в Южной Америке и Северной Африке, – пояснил Мерен. – Объем добычи объединенной компании DEA превышает 215 млн б.н.э. в год. Это примерно 600 тысяч баррелей в сутки». При этом три четверти добычи приходится на долю .

Россия остается главным приоритетным регионом

В конце 2017 года отмечался десятилетний юбилей запуска добычи а на Южно-Русском месторождении в Западной Сибири. уже в 2009 году вышла на уровень проектной мощности в 250 млрд кубометров а в год. В первой половине 2018 года будет достигнута отметка суммарной добычи в 250 млрд кубометров, что соответствует потреблению а в Германии за последние три года. Часть добываемого на этом месторождении а транспортируется по опроводу «Северный поток» в Европу. Тем самым вносит существенный вклад в надежное оснабжение Европы.

На блоке 1 A ачимовских отложений Уренгойского месторождения, в котором имеет долевое участие в 50 процентов, была продолжена поэтапная разработка месторождения. В итоге, к концу 2017 года велась из 88 скважин, а объем добычи в 2017 году по плану вырос до 6,6 млрд кубометров а. Помимо этого, дочернее общество BASF планирует совместно с ПАО «» разрабатывать блоки 4 А и 5 А ачимовских отложений. «Волгодеминойл», СП с российским партнером РИТЭК на юге России, недавно отметил 25-летний юбилей своего существования. Кооперация двух компаний считается пионерским проектом совместной германо-российской добычи нефти и образцом успешного двустороннего сотрудничества и совместного экономического успеха.

«Наши проекты, а также более чем 25-летняя кооперация с нашими российскими партнерами в прошлом году в очередной раз показали, что мы можем реализовать на практике доверительное, стабильное и успешное германо-российское », – отметил Мерен. «Учитывая прочный фундамент партнерства и крупные запасы природного а в Сибири, Россия останется краеугольным камнем портфеля нашей компании», – добавил Мерен.

Норвегия: ожидания превзойдены

В Норвегии смогла еще дальше расширить свою деятельность и превзойти собственные цели. «Благодаря инновационной концепции разработки месторождения Maria и установке добычного комплекса непосредственно на морском дне с привязкой к существующей инфраструктуре существенно снижаются затраты», – сказал Мерен. Опережая график на целый год, компания приступила к добыче в Норвежском море в декабре 2017 года. Стоимость проекта составила примерно 1,2 миллиарда евро, и тем самым была более чем на 20 процентов ниже расчетной стоимости. Maria – это первый проект в Норвегии, где управляла работами на всех этапах разработки: от геологоразведки до начала добычи.

«Успешная реализация сложного морского проекта свидетельствует о высокой эффективности и ноу-хау , которые проявляются не только в Норвегии. Это образцовый проект для нас и всей отрасли», – отметил Мерен. Maria – самый крупный на данный момент морской инвестиционный проект, осуществленный компанией на правах оператора. Кроме того, была продолжена разработка месторождений Ivar Aasen и Edvard Grieg бурением дополнительных скважин.

По словам Мерена, месторождения Aasta Hansteen и Nova (раньше: Skarfjell) удачно пополняют портфель будущих проектов нефтеовой компании: «Мы стремимся к тому, чтобы в первой половине 2018 года представить план разработки Nova на рассмотрение в Министерство энергетики Норвегии», – сказал Мерен. Концепция разработки предусматривает подводное присоединение нефтеового месторождения к расположенной рядом платформе Gjøa. В конце февраля 2018 года для этой цели были уже выданы заказы на сумму примерно 190 миллионов евро.

Крупные проекты представляют собой вехи не только в работе самой компании. Они также подтверждают большое значение добычи нефти и а в Северном море, которое по-прежнему является одним из самых важных регионов добычи в Европе. Из Северного моря и прибрежных государств поступает примерно половина потребляемого в ЕС природного а.

Портфель активов в Норвегии был еще дальше расширен в результате получения в январе 2018 года шести новых лицензий

на геологоразведку, выданных Министерством энергетики Норвегии в рамках лицензионного раунда APA 2017. Три лицензии наделяют правами оператора. Все лицензионные участки распложены в коренных регионах работы .

Южная Америка: инвестиции в будущее

Работа в Аргентине имеет давнюю традицию: в этой стране компания уже 40 лет с большим успехом занимается геологоразведкой и добычей углеводородов. В настоящее время в общей сложности владеет долями в 15 наземных и морских месторождениях, на двух из которых компания является оператором работ. «Мы на протяжении нескольких десятилетий вносим вклад в развитие нефтеовой промышленности Аргентины. К тому же мы сейчас являемся оператором работ на двух лицензионных участках, где на пилотном этапе добывается нетрадиционная », – сказал Мерен. Блоки Агуада-Федераль и Бандуррия-Норте расположены в провинции Неукен и относятся к перспективной структуре Вака- Mуэрта. После выполнения проекта разработки сланцевой нефти на блоке Агуада-Федераль еще в 2015 году, в 2017 году последовало бурение трех горизонтальных скважин на блоке Бандуррия-Норте. Опираясь на опыт реализации предыдущего проекта, коллектив смог завершить буровые работы раньше срока и при более низких затратах. В 2018 году планируется проведение испытаний обоих проектов. «У нас имеется технология и ноу-хау бурения скважин в сложных геологических условиях с соблюдением самых высоких стандартов HSE», – отметил Мерен.

На блоке CN-V, расположенном в провинции Мендоса, открыла залежь нефти. В 2018 году на этом блоке планируется бурение второй разведочной скважины, после чего станет оператором работ. На Огненной Земле начались работы по расширению мощности установок подготовки а для лицензионного участка Куенка Марина Аустраль 1. В провинции Неукен сократила свое долевое участие в лицензионном блоке Aгуада-Пичана. Доли в блоке Aгуада- Пичана Оесте (западный) были проданы компаниям Pan American Energy LLC, Буэнос-Айрес (Аргентина) и YPF S.A., Буэнос-Айрес (Аргентина). В начале 2018 года незначительно сократила свое участие в блоке Aгуада-Пичана Эсте (восточный) путем продажи своих долей компании Total Austral S.A., Буэнос-Айрес (Аргентина). Помимо этого, планирует расширение своего присутствия в Южной Америке и участие в поиске нефти и а у побережья Бразилии. «В 2018 году мы будем участвовать в аукционе по продаже лицензий на проведение геолого- разведочных работ», – объявил председатель правления . Побережье Бразилии считается одним из самых перспективных нефтяных регионов мира. Ближний Восток: скважина Шувайхат-6 успешно завершена В Aбу-Даби в 2017 году успешно завершила бурение второй разведочной скважины (SH-6) на месторождении Шувайхат. Работы были выполнены раньше срока и по более низкой стоимости, чем было запланировано. Скважина SH-6 была пробурена в Персидском заливе в пяти километрах от берега. Месторождение высокосернистого а и конденсата Шувайхат расположено в западной части Абу-Даби, примерно в 25 километрах к западу от промышленного города Рувайс.

Выполняя функцию оператора, применяет самые высокие стандарты по HSE и пользуется опытом безопасной разработки и добычи на месторождениях высокосернистого а, накопленным за более чем 40 лет.

работает в Абу-Даби на протяжении нескольких лет и преследует цель расширения своего присутствия в регионе. В июне 2012 года вместе с Национальной нефтяной компанией Абу-Даби (ADNOC) и австрийской подписала о технической оценке месторождения Шувайхат. После выполнения 3D-сейсмики (2015 г.) и бурения двух разведочных скважин (2016 г. и 2017 г.) техническая оценка на данный момент считается завершенной. Процесс обработки данных пока еще продолжается. Сейчас обсуждаются дополнительные концепции разработки месторождения Шувайхат.

В Ливии на правах оператора эксплуатирует восемь нефтяных месторождений на наземных лицензионных участках 96 и 97. В марте 2017 года нефти на обоих лицензионных участках была приостановлена. По договоренности с Национальной нефтяной компанией (ННК) была возобновлена в период с июня до октября 2017 года. Производительность составляла 55 тысяч баррелей нефти в сутки на лицензионном участке 96 и 10 тысяч – на участке 97. До конца января 2018 года производство на участке 96 вновь прекратилось из-за забастовки. в настоящее время ведет переговоры с ННК о рамках будущего сотрудничества. Расположенное у побережья Ливии Аль-Джурф, в котором имеет долевое участие, в течение 2017 года непрерывно эксплуатировалось.

Добыча в родной стране как вклад в энергобезопасность

В Германии на производственной площадке Эмлиххайм, расположенной на германо-нидерландской границе, успешно завершила буровые работы по строительству двенадцати новых скважин, которые уже введены в эксплуатацию. Эмлиххайм – одно из самых крупных и традиционных производств в Германии. Здесь уже более 70 лет добывает на постоянно высоком уровне. Так как в нефтяном месторождении Эмлиххайм еще имеются неосвоенные запасы, анализирует его методом современной 3D-сейсмики с высокой разрешающей способностью. Первые результаты проведенных в феврале 2018 года трансграничных измерений будут получены в начале 2019 года. Помимо этого, успешно завершила буровые работы на месторождении Миттельплате у немецкого побережья Северного моря.

имеет 50-процентную долю участия в самом крупном нефтяном месторождении Германии, где оператором работ является DEA. Буровая и добывающая платформа Миттельплате вносит существенный вклад в энергоснабжение Германии. С начала добычи в октябре 1987 года из нефтяного месторождения было добыто более 34 миллионов тонн нефти. Безаварийная в зоне мелководья (ваттовое море) на протяжении более 30 лет свидетельствует о совместимости интересов добычи нефти и защиты окружающей среды. Для сохранения существенного вклада месторождения Миттельплате в отечественную добычу и DEA уже в 2017 году запустили дополнительные буровые работы, которые продлятся до 2022 года. На производственной площадке в Барнсторфе (Нижняя Саксония), где находится штаб-квартира по еративной деятельности в Германии, компания успешно завершила модернизацию установки подготовки нефти. На промысле в Бокштедте она пробурила пять новых скважин, первые из которых уже находятся в эксплуатации.

Помимо этого, осенью 2017 года начала строить новое здание лаборатории. Открытие нового комплекса, создание которого обходится в 5,8 миллиона евро, запланировано на конец лета 2018 года. Центральная лаборатория в Барнсторфе, среди прочего, анализирует в год примерно 2 тысяч проб, поступающих от всех производственных площадок по всему миру. Объем заказов с 2012 года вырос примерно на 30 процентов. На производственной площадке в Ландау, на юге региона Пфальц, в начале 2017 года выполнила 3D-сейсмику. В настоящее время геологи и инженеры по разработке месторождений изучают наличие потенциала для бурения новых скважин. добывает в Ландау уже более 60 лет. Инфраструктура для надежного оснабжения Европы В опроводе «Северный поток», который находится в эксплуатации с 2011 года, через компанию Nord Stream AG, г. Цуг (Швейцария) имеет долевое участие в размере 15,5 процента. Газопровод, который проходит по дну Балтийского моря из России до побережья Германии, имеет общую мощность в 55 миллиардов кубометров а в год, и тем самым способствует повышению энергобезопасности Европы.

Кроме того, в качестве финансового инвестора участвует в финансировании нового проекта – «Северного потока – 2». Реализация этого проекта укрепит инфраструктуру и энергобезопасность Европы; это особенно важно с учетом падающей добычи в этом регионе. Вместе с четырьмя другими европейскими энергокомпаниями в апреле 2017 года подписала долгосрочные контракты о финансировании с проектной компанией Nord Stream 2 AG, г. Цуг (Швейцария), согласно которым компании обязались обеспечить долгосрочное финансирование 50 процентов от общей стоимости проекта, которая на данный момент оценивается в 9,5 миллиардов евро. соответственно предоставит до 950 миллионов евро. Из этой суммы к 31 декабря 2017 года выплачено 324 миллиона евро. «» является единственным акционером проектной компании Nord Stream 2 AG. В конце января 2018 года компания Nord Stream 2 получила разрешение на строительство и эксплуатацию морской части опровода в территориальных водах Германии и сухопутной части в районе Любмина вблизи Грайфсвальда.

Pin It

Добавить комментарий