In un mercato globalizzato, ci si può aspettare una frammentazione delle prestazioni: nel settore della pipeline e della linea di controllo questo è un tema chiave.In effetti, la performance relativa del sottosettore differisce non solo per area geografica e segmento di mercato, ma anche per profondità dell'acqua, materiale da costruzione e condizioni ambientali.Un esempio chiave di queste dinamiche è dimostrato dai diversi livelli di crescita del mercato previsti per area geografica.Infatti, mentre i tradizionali mercati in acque poco profonde del Mare del Nord e del Golfo del Messico (GoM) stanno lentamente diminuendo, le regioni del Sud-est asiatico, del Brasile e dell'Africa stanno diventando sempre più vivaci.Tuttavia, si prevede che il ciclo a breve termine vedrà anche una crescita sostanziale nei settori di frontiera della Norvegia in acque profonde, del Regno Unito a ovest delle Shetland e della tendenza del terziario inferiore nel Golfo del Messico, con le acque più profonde, più aspre e più remote che guidano l'attività in queste regioni.In questa recensione, Luke Davis e Gregory Brown di Infield Systems riferiscono sullo stato attuale dei mercati dei tubi e delle linee di controllo e su ciò che gli osservatori del settore possono aspettarsi da un ciclo di mercato di transizione.
Prospettive di mercato
Nei prossimi cinque anni Infield Systems prevede che la spesa per gasdotti e linee di controllo si avvicinerà ai 270 miliardi di dollari, pari a quasi 80.000 km di linee di cui 56.000 km saranno condotte e 24.000 km saranno linee di controllo.La combinazione di questi due settori dovrebbe registrare un elevato livello di crescita dopo una significativa flessione tra i massimi dell'inizio del 2008 e i minimi del 2009 e del 2010. Tuttavia, nonostante questa aspettativa generale di crescita, è importante notare differenze fondamentali nelle aree geografiche performance in quanto i mercati emergenti iniziano a sovraperformare i tradizionali bacini di attività.
Mentre si prevede che la spesa in conto capitale nelle regioni più mature rimbalzerà nel breve termine, la crescita a lungo termine è relativamente modesta se vista insieme ad alcuni dei mercati emergenti.In effetti, i recenti eventi in Nord America, tra cui le conseguenze della crisi finanziaria, la tragedia di Macondo e la concorrenza del gas di scisto onshore, si sono combinati per ridurre l'attività E&A in acque poco profonde e quindi le installazioni di piattaforme e gasdotti nella regione.Un quadro simile si è verificato nel Mare del Nord del Regno Unito, sebbene il mercato fiacco qui sia guidato maggiormente dai cambiamenti nel regime fiscale della regione e dalle difficoltà nell'assicurarsi il credito, una situazione che è stata esacerbata dalla crisi del debito sovrano nell'Eurozona.
Tuttavia, mentre queste due tradizionali regioni poco profonde ristagnano, Infield Systems prevede una crescita sostanziale nei mercati emergenti dell'Australia nord-occidentale, dell'Africa orientale e di parti dell'Asia (compresa l'attività in acque profonde nel Mar Cinese Meridionale e nei bacini offshore Krishna-Godavari al largo dell'India) mentre i sostenitori delle acque profonde dell'Africa occidentale, del Golfo del Messico e del Brasile dovrebbero continuare a fornire uno slancio significativo a lungo termine per il mercato.
Montagne in movimento: la crescita delle linee del tronco
Mentre una tendenza verso installazioni in acque sempre più profonde, e quindi linee SURF associate, continuerà ad attirare l'attenzione del settore, si prevede che le installazioni in acque poco profonde manterranno una quota di mercato significativa per il prossimo futuro.In effetti, si prevede che fino al 2015 ben due terzi della spesa in conto capitale saranno destinati a sviluppi in meno di 500 metri d'acqua nel periodo fino al 2015. Pertanto, le installazioni di condotte convenzionali costituiranno una parte sostanziale della domanda in futuro - una parte significativa di cui si prevede che sarà guidato da sviluppi in acque poco profonde al largo dell'Asia.
Le condotte per acque poco profonde e le linee di esportazione costituiranno parte integrante del più ampio mercato dei gasdotti nei prossimi cinque anni, poiché si prevede che questo sottosettore mostrerà la crescita più forte.L'attività all'interno di questo settore è stata storicamente guidata dalla pressione sui governi nazionali e sulle autorità regionali per migliorare la sicurezza energetica attraverso la diversificazione delle forniture di idrocarburi.Queste grandi reti di gasdotti dipendono spesso fortemente dalle relazioni internazionali e dalle condizioni macroeconomiche e possono quindi essere soggette a ritardi e rivalutazioni in modo sproporzionato rispetto a qualsiasi altro settore del mercato.
L'Europa detiene la quota maggiore del segmento di mercato delle esportazioni offshore e delle linee urbane con il 42% dei chilometri totali installati a livello globale e una previsione del 38% della spesa in conto capitale verso il 2015. Con diversi progetti complessi e di alto profilo nelle fasi di pianificazione e costruzione, in particolare Nord Si prevede che le spese in conto capitale per Stream, linee europee e linee di esportazione raggiungeranno circa 21.000 milioni di dollari USA nel periodo 2011-2015.
Annunciato per la prima volta nel 2001, il progetto Nord Stream collega Vyborg in Russia a Greifswald in Germania.La linea è il gasdotto sottomarino più lungo del mondo con una lunghezza di 1.224 km.Il progetto Nord Stream ha coinvolto una complessa serie di appaltatori tra cui Royal Boskalis Westminster, Tideway, Sumitomo, Saipem, Allseas, Technip e Snamprogetti tra gli altri che lavorano per un consorzio che comprende Gazprom, GDF Suez, Wintershall, Gasunie e E.ON Ruhrgas.Nel novembre 2011 è stato annunciato dal consorzio che la prima delle due linee è stata collegata alla rete del gas europea.Al termine, il progetto del gigantesco gasdotto dovrebbe fornire al mercato europeo affamato di energia 55 miliardi di metri cubi di gas (equivalenti a circa il 18% del consumo dell'Europa nord-occidentale del 2010) all'anno nei prossimi 50 anni.Nord Stream a parte, si prevede che anche gli investimenti nel mercato delle linee di trasporto e di esportazione aumenteranno considerevolmente in tutta l'Asia, passando da 4.000 milioni di dollari USA nel periodo storico 2006-2010 a quasi 6.800 milioni di dollari nel 2015. Linee di trasporto e di esportazione nella regione sono indicativi della crescita prevista della domanda di energia in tutta l'Asia.
Nord Stream racchiude le complessità logistiche, politiche e ingegneristiche associate ai grandi sviluppi della linea principale.Infatti, al di là delle difficoltà tecniche legate alla progettazione di due gasdotti di 1.224 km, il consorzio di sviluppo aveva il compito di gestire le implicazioni politiche della posa di una linea attraverso le acque territoriali di Russia, Finlandia, Svezia, Danimarca e Germania, oltre a soddisfare le richieste del Stati interessati di Lettonia, Lituania, Estonia e Polonia.Ci sono voluti quasi nove anni perché il progetto ottenesse il consenso e quando finalmente è stato ricevuto nel febbraio 2010, i lavori sono iniziati rapidamente nell'aprile dello stesso anno.La posa del gasdotto Nord Stream dovrebbe essere completata nel terzo trimestre del 2012 con l'entrata in servizio della seconda linea che porrà fine a una delle storie più durature nello sviluppo delle infrastrutture di esportazione.Il gasdotto Trans ASEAN è un possibile progetto di linea principale che attraverserebbe l'Asia e quindi estenderebbe le sostanziali forniture di idrocarburi del sud-est asiatico ad aree meno ricche di risorse.
Sebbene questo alto livello di attività sia incoraggiante, non si tratta di una tendenza sostenibile a lungo termine, piuttosto è indicativa di questo particolare ciclo del mercato.Al di là della crescita a breve termine dell'attività nell'Europa orientale, Infield Systems rileva una scarsa domanda dopo il 2018 in quanto questi sviluppi sono progetti una tantum e, una volta che saranno in atto, Infield Systems vede l'attività futura guidata da linee di collegamento piuttosto che da ulteriori importanti linee di esportazione .
Cavalcando il SURF – Una tendenza a lungo termine
Spinto dalla produzione galleggiante e dalle tecnologie sottomarine, il mercato globale delle acque profonde è probabilmente il settore in più rapida crescita dell'industria petrolifera e del gas offshore.In effetti, con molte regioni costiere e di acque poco profonde che affrontano un declino della produzione e NOC che controllano regioni prolifiche e ricche di risorse come il Medio Oriente, gli operatori cercano sempre più di esplorare e sviluppare riserve nelle regioni di frontiera.Ciò si sta verificando non solo nelle tre regioni "pesanti" in acque profonde - GoM, Africa occidentale e Brasile - ma anche in Asia, Australasia ed Europa.
Per il mercato SURF una tendenza così chiara e distinta verso un'attività E&P in acque sempre più profonde dovrebbe tradursi in una considerevole crescita del mercato nel decennio successivo e oltre.Infatti, Infield Systems prevede una crescita robusta nel 2012 mentre le IOC continuano a sviluppare le loro vaste riserve di acque profonde nell'Africa occidentale e nel GoM degli Stati Uniti, mentre Petrobras prosegue con lo sviluppo delle riserve di pre-sal del Brasile.
Come dimostra la Figura 3 di seguito, esiste una polarizzazione nella performance del mercato tra i mercati SURF in acque poco profonde e profonde.In effetti, mentre si prevede che il mercato delle acque poco profonde mostrerà una crescita moderata nel breve termine, la tendenza a lungo termine non è così positiva.Tuttavia, nelle acque più profonde, l'attività è molto più robusta in quanto si prevede che l'esborso totale di capitale aumenterà fino al 56% tra i periodi 2006-2010 e 2011-2015.
Mentre gli sviluppi in acque profonde sono stati indubbiamente il principale motore di crescita per il mercato SURF nell'ultimo decennio, il continuo sviluppo di giacimenti remoti di petrolio e gas fornirà ulteriore combustibile al fuoco.In particolare, i tieback sottomarini a lunga distanza stanno diventando uno scenario di sviluppo sul campo sempre più comune poiché il lavoro di ricerca e sviluppo da parte degli operatori e dei loro appaltatori inizia a rendere più fattibili questi progetti tecnicamente impegnativi.Recenti progetti di alto profilo includono lo sviluppo Ormen Lange di Statoil e Shell al largo della Norvegia e il progetto Laggan di Total al largo del Regno Unito nella regione occidentale delle Shetland.Il primo è il tieback subsea-to-shore più lungo al mondo attualmente in produzione, mentre il secondo supererà quel record e aprirà il margine atlantico a ulteriori attività di E&P una volta commissionato nel 2014.
Un altro esempio chiave di questa tendenza risiede nello sviluppo del giacimento in acque profonde Jansz al largo dell'Australia.Jansz fa parte del progetto Greater Gorgon, che secondo Chevron sarà il più grande progetto di risorse nella storia dell'Australia.Il progetto prevede lo sviluppo di diversi giacimenti, tra cui Gorgon e Jansz, che in totale hanno riserve stimate di 40 Tcf.Il valore stimato del progetto è di 43 miliardi di dollari e la prima produzione di GNL è prevista per il 2014. L'area di Greater Gorgon si trova tra 130 e 200 km al largo della costa dell'Australia nord-occidentale.I giacimenti saranno collegati da un gasdotto sottomarino di 70 km e 38 pollici e da un gasdotto sottomarino di 180 km e 38 pollici a un impianto GNL a Barrow Island.Da Barrow Island un oleodotto di 90 km collegherà l'impianto alla terraferma australiana.
Mentre gli sviluppi SURF come quelli nelle parti più difficili del Mare del Nord, Brasile, Africa occidentale, GoM, Asia e Australia nord-occidentale stanno guidando il mercato oggi, i risultati incoraggianti di E&A in Africa orientale dovrebbero fornire un'ulteriore crescita in futuro.In effetti, i recenti successi esplorativi come quelli di Windjammer, Barquentine e Lagosta hanno spinto i volumi scoperti oltre la soglia (10 Tcf) per un impianto GNL.L'Africa orientale e il Mozambico in particolare vengono ora pubblicizzati come l'Australia di domani.Anadarko, operatore di Windjammer, Barquentine e Lagosta, prevede di sviluppare queste riserve tramite un tie-back offshore a un impianto GNL onshore.Ora si è aggiunta la scoperta di Eni a Mamba South che rende probabile un possibile progetto da 22,5 Tcf entro la fine del decennio.
Una pipeline di opportunità
La crescita della pipeline, della linea di controllo e, in effetti, il più ampio mercato offshore nel prossimo ciclo sarà probabilmente caratterizzato da progetti sempre più profondi, più difficili e più remoti.È probabile che CIO, NOC e la partecipazione indipendente creino un fertile mercato degli appalti sia per i principali appaltatori che per le loro controparti indigene.È probabile che un livello di attività così vivace metta a dura prova la catena di approvvigionamento a lungo termine poiché la propensione agli investimenti da parte degli operatori ha superato la liquidità del debito necessaria per investire nei fondamenti dell'approvvigionamento: impianti di fabbricazione, navi di installazione e forse soprattutto , ingegneri della conduttura.
Mentre il tema generale della crescita è un indicatore positivo per la futura generazione di entrate, tale visione deve essere mitigata dal timore di una catena di approvvigionamento con capacità insufficiente per gestire un tale aumento.È convinzione di Infield Systems che oltre all'accesso al credito, all'instabilità politica e all'imminente riscrittura della legislazione in materia di salute e sicurezza, la minaccia più importante alla crescita complessiva del mercato sia la mancanza di ingegneri qualificati nella forza lavoro.
Le parti interessate del settore devono essere consapevoli del fatto che, nonostante una storia di crescita avvincente, qualsiasi attività futura nei mercati dei tubi e delle linee di controllo dipende da una catena di fornitura di dimensioni e capacità sufficienti in modo da supportare la gamma di progetti pianificati da una varietà di operatori.Nonostante questi timori, il mercato si trova sull'orlo di un ciclo particolarmente entusiasmante.In qualità di osservatori del settore, Infield Systems osserverà attentamente i prossimi mesi in previsione di una significativa ripresa del mercato dai minimi del 2009 e del 2010.
Tempo di pubblicazione: 27 aprile 2022