Pe o piață globalizată, se poate aștepta fragmentarea performanței - în sectorul conductelor și liniilor de control, aceasta este o temă cheie.Într-adevăr, performanța relativă a subsectorului diferă nu numai în funcție de geografie și segmentul de piață, ci și de adâncimea apei, materialul de construcție și condițiile de mediu.Un exemplu cheie al acestei dinamici este demonstrat de nivelurile diferite de creștere a pieței așteptate în funcție de regiune geografică.Într-adevăr, în timp ce piețele tradiționale de apă puțin adâncă din Marea Nordului și Golful Mexic (GoM) scad încet, regiunile din Asia de Sud-Est, Brazilia și Africa devin din ce în ce mai dinamice.Cu toate acestea, se așteaptă, de asemenea, că ciclul pe termen scurt va fi martorul unei creșteri substanțiale în sectoarele de frontieră ale Norvegiei de apă adâncă, Regatul Unit, la vest de Shetland și Tendința Terțiară Inferioară din Golful Mexic, ape mai adânci, mai aspre și mai îndepărtate conducând activitatea în aceste regiuni.În această revizuire, Luke Davis și Gregory Brown de la Infield Systems raportează despre starea actuală a piețelor conductelor și liniilor de control și la ce se pot aștepta observatorii din industrie pentru un ciclu de piață de tranziție.
Perspectivele pieței
În următorii cinci ani, Infield Systems estimează că cheltuielile pentru conducte și linii de control se vor apropia de pragul de 270 de miliarde de dolari, ceea ce echivalează cu aproape 80.000 km de linii din care 56.000 km vor fi conducte și 24.000 km vor fi linii de control.În combinație, se așteaptă ca aceste două sectoare să înregistreze un nivel ridicat de creștere după o scădere semnificativă între maximele de la începutul anului 2008 și minimele din 2009 și 2010. Cu toate acestea, în ciuda acestei așteptări generale de creștere, este important de remarcat diferențele cheie în ceea ce privește performanța pe măsură ce piețele emergente încep să depășească bazinele tradiționale de activitate.
În timp ce cheltuielile de capital în regiunile mai mature sunt prognozate să revină pe termen scurt, creșterea pe termen lung este relativ modestă atunci când este privită împreună cu unele dintre piețele emergente.Într-adevăr, evenimentele recente din America de Nord, inclusiv consecințele crizei financiare, tragedia Macondo și concurența din partea gazelor de șist de pe uscat, s-au combinat pentru a reduce activitatea de E&A în ape puțin adânci și, astfel, instalațiile de platforme și conducte din regiune.O imagine similară s-a desfășurat în Marea Nordului Regatului Unit – deși piața lentă de aici este determinată mai mult de schimbările în regimul fiscal al regiunii și de dificultățile în asigurarea creditului – o situație care a fost exacerbată de criza datoriilor suverane din zona euro.
Cu toate acestea, în timp ce aceste două regiuni tradiționale de mică adâncime stagnează, Infield Systems anticipează o creștere substanțială pe piețele emergente din Australia de Nord-Vest, Africa de Est și părți ale Asiei (inclusiv activitatea de adâncime din Marea Chinei de Sud și bazinele offshore Krishna-Godavari din largul Indiei), în timp ce rădăcinile apelor adânci din Africa de Vest, Golful Mexic și Brazilia ar trebui să continue să ofere un impuls semnificativ pe termen lung pentru piață.
Mutarea munților – creșterea liniilor de trunchi
În timp ce tendința către instalațiile de apă din ce în ce mai adâncă și, prin urmare, liniile SURF asociate, vor continua să atragă atenția industriei, se așteaptă ca instalațiile de apă de mică adâncime să mențină o cotă de piață semnificativă în viitorul previzibil.Într-adevăr, se estimează că două treimi din cheltuielile de capital vor fi direcționate către dezvoltări în mai puțin de 500 de metri de apă în perioada până în 2015. Ca atare, instalațiile convenționale de conducte vor constitui o proporție substanțială a cererii în viitor - o parte semnificativă. dintre care se estimează că va fi determinată de dezvoltarea apelor de mică adâncime în largul Asiei.
Canalele de apă de mică adâncime și liniile de export vor fi o componentă integrantă a pieței mai largi de conducte în următorii cinci ani, deoarece se estimează că acest subsector va avea cea mai puternică creștere.Activitatea din acest sector a fost condusă istoric de presiunea exercitată asupra guvernelor naționale și a autorităților regionale pentru a spori securitatea energetică prin diversificarea aprovizionării cu hidrocarburi.Aceste rețele majore de conducte depind adesea în mare măsură de relațiile internaționale și de condițiile macroeconomice și, prin urmare, pot fi supuse în mod disproporționat la întârzieri și reevaluări în comparație cu orice alt sector al pieței.
Europa deține cea mai mare cotă a exporturilor offshore și a segmentului de piață trunk line, cu 42% din totalul kilometrilor instalați la nivel mondial și o prognoză de 38% din cheltuielile de capital pentru 2015. Cu mai multe proiecte complexe și de profil înalt în fazele de planificare și construcție, în special Nord. Cheltuielile de capital pentru fluxul, liniile europene și linia de export sunt estimate să atingă aproximativ 21.000 de milioane de dolari SUA în perioada 2011-2015.
Anunțat pentru prima dată în 2001, proiectul Nord Stream leagă Vyborg din Rusia de Greifswald din Germania.Linia este cea mai lungă conductă submarină din lume, cu o lungime de 1.224 km.Proiectul Nord Stream a implicat o gamă complexă de contractori, inclusiv Royal Boskalis Westminster, Tideway, Sumitomo, Saipem, Allseas, Technip și Snamprogetti, printre alții, care lucrează pentru un consorțiu care include Gazprom, GDF Suez, Wintershall, Gasunie și E.ON Ruhrgas.În noiembrie 2011, consorțiul a anunțat că prima dintre cele două linii a fost conectată la rețeaua europeană de gaze.La finalizare, proiectul uriaș de conducte gemene este de așteptat să aprovizioneze piața europeană avidă de energie cu 55 BCM de gaz (echivalent cu aproximativ 18% din consumul din 2010 din nord-vestul Europei) pe an în următorii 50 de ani.Nord Stream lăsând deoparte, investițiile pe piața trunchiului și a liniilor de export sunt, de asemenea, de așteptat să crească considerabil în Asia, crescând de la 4.000 de milioane de dolari SUA în perioada istorică 2006-2010 la aproape 6.800 de milioane de dolari SUA înainte de 2015. Liniile de transport și de export din regiune indică creșterea așteptată a cererii de energie în Asia.
Nord Stream încapsulează complexitățile logistice, politice și de inginerie asociate dezvoltărilor mari ale liniilor principale.Într-adevăr, dincolo de dificultățile tehnice asociate cu proiectarea a două conducte de 1.224 km, consorțiul de dezvoltare a fost însărcinat cu gestionarea implicațiilor politice ale executării unei linii prin apele teritoriale ale Rusiei, Finlandei, Suediei, Danemarcei și Germaniei, pe lângă satisfacerea cerințelor state afectate din Letonia, Lituania, Estonia și Polonia.A fost nevoie de aproape nouă ani pentru ca proiectul să obțină consimțământul, iar când a fost primit în sfârșit în februarie 2010, lucrările au început rapid în aprilie același an.Instalarea conductelor Nord Stream urmează să fie finalizată în T3 2012, punerea în funcțiune a celei de-a doua linii punând capăt uneia dintre cele mai durabile povești în dezvoltarea infrastructurii de export.Conducta Trans ASEAN este un posibil proiect de linie principală care ar trece prin Asia și, astfel, ar extinde aprovizionarea substanțială cu hidrocarburi din Asia de Sud-Est către zone mai puțin bogate în resurse.
Deși acest nivel ridicat de activitate este încurajator, nu este o tendință durabilă pe termen lung, ci mai degrabă este un indicativ al acestui ciclu particular de pe piață.Dincolo de creșterea pe termen scurt a activității din Europa de Est, Infield Systems observă o cerere redusă după 2018, deoarece aceste dezvoltări sunt în mare măsură proiecte unice și, odată ce sunt puse în aplicare, Infield Systems vede că activitatea viitoare este condusă de linii de legătură, mai degrabă decât de linii suplimentare de export majore. .
Riding the SURF – O tendință pe termen lung
Condusă de producția plutitoare și de tehnologiile submarine, piața globală de apă adâncă este probabil sectorul cu cea mai rapidă creștere al industriei de petrol și gaze offshore.Într-adevăr, cu multe regiuni de pe uscat și de apă puțin adâncă care se confruntă cu o scădere a producției și CNO-uri care controlează regiuni prolifice bogate în resurse, cum ar fi Orientul Mijlociu, operatorii caută din ce în ce mai mult să exploreze și să dezvolte rezerve în regiunile de frontieră.Acest lucru se întâmplă nu numai în cele trei regiuni „grele” de apă adâncă – GoM, Africa de Vest și Brazilia – ci și în Asia, Australasia și Europa.
Pentru piața SURF, o tendință atât de clară și distinctă către o activitate de E&P în apă din ce în ce mai adâncă ar trebui să se traducă într-o creștere considerabilă a pieței în următorul deceniu și nu numai.Într-adevăr, Infield Systems prognozează o creștere robustă în 2012, deoarece IOC-urile continuă să-și dezvolte rezervele extinse de apă adâncă din Africa de Vest și Guvernul SUA, în timp ce Petrobras continuă dezvoltarea rezervelor de pre-sare din Brazilia.
După cum demonstrează figura 3 de mai jos, există o polarizare a performanței pieței între piețele SURF de mică adâncime și cele de adâncime.Într-adevăr, în timp ce piața apelor de mică adâncime este de așteptat să înregistreze o creștere moderată pe termen scurt, tendința pe termen lung nu este atât de pozitivă.Cu toate acestea, în apele mai adânci, activitatea este mult mai robustă, deoarece cheltuielile totale de capital sunt de așteptat să crească cu până la 56% între intervalele de timp 2006-2010 și 2011-2015.
În timp ce dezvoltările în ape adânci au fost , fără îndoială , motorul major de creștere pentru piața SURF în ultimul deceniu , dezvoltarea continuă a zăcămintelor de petrol și gaze îndepărtate va furniza combustibil suplimentar pentru incendiu .În special, legăturile submarine pe distanțe lungi devin un scenariu de dezvoltare pe teren din ce în ce mai comun, deoarece activitatea de cercetare și dezvoltare a operatorilor și a contractorilor acestora începe să facă aceste proiecte dificile din punct de vedere tehnic mai fezabile.Proiectele recente de mare profil includ Statoil și Shell Ormen Lange de dezvoltare offshore Norvegiei și Total proiect Laggan offshore Marea Britanie în vestul regiunii Shetland.Prima este cea mai lungă legătură submarin-țărm din lume care produce în prezent, în timp ce cea din urmă va doborî acel record și va deschide marja atlantică pentru continuarea activității de E&P odată pusă în funcțiune în 2014.
Un alt exemplu cheie al acestei tendințe constă în dezvoltarea câmpului de apă adâncă Jansz în largul Australiei.Jansz face parte din proiectul Greater Gorgon, care, conform lui Chevron, va fi cel mai mare proiect de resurse din istoria Australiei.Proiectul presupune dezvoltarea mai multor zăcăminte, inclusiv Gorgon și Jansz, care în total au rezerve estimate la 40 Tcf.Valoarea estimată a proiectului este de 43 miliarde USD, iar prima producție de GNL este așteptată în 2014. Zona Greater Gorgon este situată între 130 km și 200 km în largul coastei Australiei de Nord-Vest.Câmpurile vor fi conectate printr-o conductă submarină de 70 km, 38 inch și o conductă submarină de 180 km 38 inch la o instalație de GNL de pe Insula Barrow.Din Insula Barrow, o conductă de 90 km va conecta instalația de Australia continentală.
În timp ce dezvoltările SURF, cum ar fi cele din părțile mai dificile ale Mării Nordului, Brazilia, Africa de Vest, GoM, Asia și Australia de Nord-Vest conduc astăzi piața, rezultatele încurajatoare E&A în Africa de Est ar trebui să ofere o creștere suplimentară mai departe.Într-adevăr, succesele recente de explorare, cum ar fi cele de la Windjammer, Barquentine și Lagosta, au condus volume descoperite dincolo de pragul (10 Tcf) pentru o instalație de GNL.Africa de Est și, în special, Mozambic, sunt acum prezentate drept Australia de mâine.Anadarko, operator la Windjammer, Barquentine și Lagosta intenționează să dezvolte aceste rezerve printr-o legătură offshore cu o instalație de GNL pe uscat.Acum i s-a alăturat descoperirea lui Eni la Mamba South, făcând probabil un posibil proiect de 22,5 Tcf până la sfârșitul deceniului.
O conductă de oportunități
Creșterea în conductă, linia de control și, într-adevăr, piața offshore mai largă în ciclul viitor este probabil caracterizată de proiecte din ce în ce mai profunde, mai dure și mai îndepărtate.IOC, NOC și participarea independentă este probabil să creeze o piață de contractare fertilă atât pentru contractanții majori, cât și pentru omologii lor indigeni.Un astfel de nivel de activitate susținut este probabil să pună o presiune semnificativă asupra lanțului de aprovizionare pe termen lung, deoarece apetitul de investiții din partea operatorilor a depășit lichiditatea datoriei necesare investiției în elementele fundamentale ale aprovizionării: fabrici de fabricație, vase de instalare și poate cel mai important , ingineri de conducte.
În timp ce tema generală a creșterii este un indicator pozitiv pentru generarea viitoare de venituri, o astfel de viziune trebuie temperată de teama de un lanț de aprovizionare cu capacitate insuficientă de a gestiona o astfel de creștere.Infield Systems consideră că, dincolo de accesul la credit, instabilitatea politică și rescrierea iminentă a legislației privind sănătatea și securitatea, cea mai proeminentă amenințare la adresa creșterii generale a pieței este lipsa inginerilor calificați în forța de muncă.
Părțile interesate din industrie ar trebui să fie conștienți de faptul că, în ciuda unei povești de creștere convingătoare, orice activitate viitoare pe piețele conductelor și liniilor de control depinde de un lanț de aprovizionare de dimensiuni și capacități suficiente pentru a sprijini gama de proiecte planificate de o varietate de operatori.În ciuda acestor temeri, piața se află la marginea unui ciclu deosebit de interesant.În calitate de observatori din industrie, Infield Systems va urmări cu atenție lunile următoare în așteptarea unei redresări semnificative a pieței de la minimele din 2009 și 2010.
Ora postării: Apr-27-2022