Добыча на Аляске (в основном на месторождении Прадхо-Бэй) началась в 1977 году и достигла пика в 1988 году немного не дотянув до 2 mbd. По итогам 2013 года ожидается, что добыча составит около 0,5 mbd. Нефть с арктического побережья Аляски перебрасывается на юг в порт Вальдез по трубопроводу TAPS (Trans-Alaska Pipeline System) длинной около 800 миль, а оттуда танкерами на НПЗ.
С этим трубопроводом есть определенная проблема: он не рассчитан на низкую загрузку. Все дело во времени и температуре среды - если 20 лет назад он работал на полную мощность и нефть путешествовала с арктического побережья на юг 4 дня, то теперь дорога занимает 20 дней - соответственно, чем больше дорога, тем сильнее остывает нефть (и начинаются проблемы с водой и парафиновыми отложениями). В 2008 году, когда объем прокачиваемой нефти ещё был на уровне 0,7 mbd и весь путь занимал 13 дней (около 2,6 миль в час), на входе в трубопровод температура нефти была около 43 град. по Цельсию, а на выходе 13 град. При температуре минус 0,6 град. вода в нефтяной смеси замерзает и вместе с парафином выпадает в осадок, создавая риск закупорки трубы.
По расчетам специалистов зона риска находится где-то между 550 kbd и 350 kbd (в 2013 году было около 510 kbd) - другими словами, с настоящего момента и где-то до 2020 года риск выхода трубопровода из строя (в зимние месяцы) будет нарастать. Нефть Аляски может закончится не плавным снижением, а резким обрывом - с 350 kbd до нуля.
Чтобы этого не случилось необходимо вводить в строй новые месторождения и главной надеждой на рост добычи были арктические планы компании Shell, которая в 2005 и 2008 годах заплатила на аукционе 2,2 млрд. долл. за лицензию на разработку запасов Чукотского моря и моря Бофорта.
В море Бофорта планировалась разработка семи небольших нефтяных полей, которые должны были быть связаны с Прадхо-Бэй 235-мильным подводным трубопроводом и выдавать на пике 0,6 mbd. В Чукотском море планировалась разработка четырех месторождений и постройка 680-мильного трубопровода, пиковый уровень добычи должен был составить около 1,2 mbd. На 2014 год компания закачала в проект 6 млрд. долл. и ввела в строй две разведочные скважины. Но большего не позволила сама природа: в декабре 2012 года во время шторма платформа "Куллук" сорвалась и села на мель около острова Кодиак.
В итоге починка платформы была признана слишком дорогой и её списали - только это стоило компании нескольких сотен миллионов долл. Но главным препятствием для арктической программы Shell стали не ветер, холод и льды Арктики, а плохие финансовые показатели: в 2013 году они составили 19,5 млрд. долл. против 25,3 млрд. долл. в 2012 году (почти на 23% ниже). При этом схожие тенденции наблюдаются и у остальных крупных нефтегазовых компаний: тогда как капитальные расходы растут в среднем на 11% в год уровень добычи почти не меняется, а цены на нефть прекратили свой рост:
В итоге, чтобы показать нормальную прибыльность нефтяные компании стали резать крупные капитальные вложения: Shell отказалась от планов строительства завода GTL в Америке, продала свою долю в бразильском нефтяном проекте, прикрыла проект по извлечению нефти из керогена и вышла из LNG-проекта в Австралии. В этот печальный список теперь попали и арктические проекты компании. Возможно, это улучшит финансовые показатели сейчас, но что будет с добычей завтра без роста инвестиций и капитальных затрат? Вопрос риторический.
Ну и последнее - что же будет с Аляской? Долгое время растущие цены на нефть компенсировали снижение добычи в части налоговых доходов штата (так, пооценкам экспертов Douglas-Westwood LLC, если в 2003 году весь объем добычи стоил 10 млрд. долл., то в 2008 году меньший объем - ведь добыча продолжила падать - стоил уже 23 млрд. долл.). Однако в следующие шесть лет если не ввести в строй новые месторождения нефтепровод встанет - и вместе с ним почти мгновенно исчезнут нефтяные доходы, составляющие 90% бюджета штата. Детройт на этом фоне покажется детским пикником. А у России появится шанс выкупить Аляску обратно - за доллар.
