Капзатраты на освоение морских месторождений достигнут US$137 млрд в 2026 году, сообщает Westwood

Опубликовано: 6 August 2026

Мировые капитальные затраты на освоение морских месторождений в 2026 году, как ожидается, достигнут US$137 млрд, поскольку операторы сохраняют приверженность долгосрочным проектам — разработкам, которые обычно занимают от пяти до семи лет от санкционирования до первого добытого сырья, а значит, сегодняшние инвестиционные решения будут определять предложение углеводородов вплоть до 2030-х годов, — следует из последнего обзора Westwood Global Energy Group.

Несмотря на геополитические потрясения и волатильность цен на нефть, операторы продолжают реализовывать долгосрочные офшорные проекты, уделяя особое внимание глубоководным месторождениям и плавучим платформам. Контрактная активность в начале 2026 года стартовала медленно, однако рынки плавучих производственных систем (FPS) и подводного оборудования заметно укрепились во втором квартале, что указывает на явное ускорение темпов присуждения контрактов в офшорном сегменте накануне второй половины 2026 года.

Westwood зафиксировала 38 окончательных инвестиционных решений (FID) по морским месторождениям в первом полугодии 2026 года, что на 90% больше, чем в 1H 2025. Общий объем подтвержденных капзатрат на освоение морских месторождений достиг US$66.4 млрд — более чем в три раза выше уровня годичной давности. На EPC-контракты по FPS пришлось примерно US$12.9 млрд по восьми единицам, а объем EPC-контрактов по подводному оборудованию составил US$5.6 млрд.

На 2H 2026 Westwood прогнозирует сохранение сильного инвестиционного цикла: подтвержденные капзатраты на освоение морских нефтегазовых месторождений составят US$70.5 млрд, а дополнительно ожидаются EPC-контракты по FPS и подводному оборудованию более чем на US$30 млрд. Ключевыми драйверами остаются энергетическая безопасность, конкурентная экономика глубоководных проектов и растущая уверенность операторов в морских ресурсах как в надежном долгосрочном источнике поставок. При этом более широкое географическое распределение контрактов и улучшение показателей цепочек поставок указывают на то, что текущий цикл становится более сбалансированным, устойчивым и менее зависимым от узкого круга регионов или операторов.

Капзатраты на освоение месторождений выросли на 30%

Капзатраты на освоение морских месторождений в 2026 году оцениваются в US$137 млрд, что на 30% выше US$105.2 млрд в 2025 году. Эта сумма включает расходы на бурение и заканчивания скважин, инженерные работы по подводным системам и платформам, закупки, строительство, монтаж и ввод в эксплуатацию (EPCIC), а также другие затраты на разработку, такие как управление проектом, логистика, морская поддержка и резерв на непредвиденные расходы.

Рост свидетельствует о существенно более сильном инвестиционном цикле в офшоре, но не менее важным является более ровный график расходов. В 2025 году офшорные капзатраты были сильно смещены во вторую половину года, на которую приходилось 80% годовых подтвержденных инвестиций. В 2026 году расходы распределены более равномерно: US$66.4 млрд в 1H и US$70.5 млрд в 2H, что указывает скорее на устойчивую среду для санкционирования проектов, чем на концентрированный всплеск решений к концу года.

Региональная структура инвестиций также изменилась. В 2025 году подтвержденные инвестиции в офшорную нефть и газ возглавлял Ближний Восток, где ключевую роль играли QatarEnergy, Saudi Aramco и TPAO, поддерживая крупные проекты фиксированных платформ и расширение мощностей на действующих месторождениях. На Ближний Восток пришлось US$34.8 млрд — примерно треть мировых капзатрат. Далее следовала Латинская Америка с US$23.5 млрд, а Азия обеспечила US$16.6 млрд.

В 2026 году инвестиционный ландшафт стал заметно более диверсифицированным. Латинская Америка вышла на первое место среди регионов с показателем US$28.5 млрд, немного опередив Азию и Северную Америку, по US$26 млрд каждая. На Африку пришлось US$23.3 млрд, тогда как Ближний Восток снизился до US$22.8 млрд. Более слабый профиль Ближнего Востока в 1H 2026 отражает более осторожную среду санкционирования проектов, частично обусловленную геополитической неопределенностью, связанной с конфликтом США–Израиль–Иран, а также перераспределением глобального капитала в пользу LNG-связанных и глубоководных плавучих проектов. Крупные возможности на Ближнем Востоке, включая Durra, Maydan Mahzam и Umm Shaif Gas Cap, по-прежнему сдвинуты на 2H 2026 или более поздний срок.

С точки зрения сегментов наиболее заметным структурным сдвигом стал рост стоимости EPC-контрактов по плавучим платформам: с US$15.6 млрд в 2025 году до US$37.7 млрд в 2026 году. Напротив, расходы на бурение и заканчивания снизились с US$26.7 млрд до US$23.5 млрд, а EPC по фиксированным платформам также умеренно сократился — с US$14.9 млрд до US$13.8 млрд — на фоне задержек с санкционированием проектов на Ближнем Востоке. При этом EPC по подводному оборудованию в целом остался стабильным на уровне US$17 млрд.

Рынок FPS входит в новую фазу роста

Рынок FPS в 2Q 2026 заметно восстановился по сравнению с 1Q: было объявлено о шести крупных EPC-контрактах общей стоимостью примерно US$11.4 млрд. Эти проекты добавили более 539kboepd мощности по переработке и 4.4mtpa мощности FLNG, что подчеркивает растущую роль плавучей инфраструктуры как в нефтяных, так и в газовых стратегиях освоения.

Среди ключевых контрактов — FPSO Petrobras P-81 и P-87, переданные SBM Offshore по модели build, operate and transfer (BOT), что подтверждает отход Petrobras от традиционных схем lease-and-operate. Другие заметные контракты включали Delfin FLNG в Gulf of Mexico США, Greater PAJ компании Azule Energy у берегов Анголы, заменяющую FPSO-единицу Kikeh компании PTTEP у берегов Малайзии и плавучий блок управления (FCU) Cronos компании Eni у берегов Кипра.

Ожидается, что в 2H 2026 активность по EPC-контрактам FPS дополнительно усилится: прогнозируется санкционирование еще 10 единиц, что эквивалентно примерно US$23.5 млрд EPC-стоимости. В июле 2026 года Eni санкционировала FPS-единицу для проекта Baleine Ph. 3 у берегов Кот-д’Ивуара, где EPC-объем выполняет Wison New Energies, а в Индонезии Searah — совместное предприятие Eni–Petronas — поручила Saipem EPC-объем для FPSO Bahtera Haluan Lestari, которая будет развернута в Kutei North Basin.

Среди других крупных FPS-проектов, за которыми стоит следить во 2H, — проект Longtail компании ExxonMobil у берегов Гайаны, проект Venus компании TotalEnergies у берегов Намибии, Bahia Blanca LNG (Argentina), Ksi Lisims FLNG (Canada) и FLNG-единица Yoho у берегов Nigeria. Особенно растущий портфель санкционирований FLNG отражает интерес операторов к созданию новых маршрутов экспорта газа из регионов с ограниченной наземной инфраструктурой сжижения.

Подводный сегмент сохраняет прочную основу

Активность по подводным контрактам в 1H 2026 отставала от FPS, однако базовые показатели рынка остаются сильными. Westwood зафиксировала US$2.9 млрд EPC-контрактов по подводному сегменту во 2Q 2026, что на 7% выше квартал к кварталу и на 24% выше год к году. По итогам года объем EPC-контрактов по подводному оборудованию прогнозируется на уровне US$17 млрд, чему способствует портфель из 283 единиц subsea tree, из которых 123 были присуждены в 1H 2026.

Спрос на subsea umbilicals, risers and flowline (SURF) в 2026 году, как ожидается, составит около 4,000 км, что на 32% больше год к году, тогда как спрос на экспортные трубопроводы оценивается в 2,600 км, что соответствует росту на 47% год к году.

Более слабый профиль контрактов в 1H, по-видимому, связан со сроками, а не со снижением спроса. Несколько недавно санкционированных проектов, включая Eni Baleine Ph 3, Cronos и Geng North, пока не разместили крупные подводные пакеты. Это поддерживает ожидания более сильного 2H 2026 и укрепляет уверенность в загрузке цепочки поставок подводного сегмента.

Динамика офшорного рынка расширяется

Несмотря на геополитические препятствия, задерживающие отдельные контракты на Ближнем Востоке, офшорный рынок 2026 года демонстрирует большую глубину и устойчивость благодаря росту расходов на long-lead items, более широкому кругу инвестирующих операторов и усиливающейся приверженности капиталоемким FLNG- и глубоководным проектам. Рост рынка становится менее концентрированным по регионам и все в большей степени определяется проектами, ориентированными на объекты инфраструктуры, особенно плавучими производственными системами. Подводная активность по-прежнему поддерживается здоровым портфелем санкционированных проектов, что создает условия для ускорения присуждения контрактов во второй половине года.

Источник: Westwood Global Energy Group