Мировой рынок оборудования для подводной добычи нефти будет расти в среднем на 10 % в год в период с 2024 по 2027 гг., следует из среднесрочного прогноза Rystad Energy. Объем инвестиций в использование подводных шлангокабелей, гибких трубопроводов, вентильных блоков и других систем увеличится за этот период с $32 млрд до $42 млрд в год (против $23 млрд в 2021 г.).

Чуть более трети инвестиций будет приходиться на сверхглубоководные проекты (1500 метров и более), которые реализуются с помощью плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO). Такие установки используются, в частности, на блоке Stabroek, где поэтапный ввод трех FPSO (Liza Destiny, Liza Unity и Prosperity) позволил менее чем за пять лет нарастить добычу с нуля до 610 тыс. баррелей в сутки (б/с). Объем предложения во второй половине 2020-х превысит отметку в 1 млн б/с, в том числе за счет ввода новых FPSO на месторождениях Yellowtail, Tilapia и Redtail. Новые проекты будут реализовываться и на шельфе Бразилии, где с помощью плавучих установок будет осуществляться добыча на таких гринфилдах, как Buzios VIII, Buzios IX, Sepia и Atapu. Масштабные инвестиции также затронут и действующие сверхглубоководные проекты, такие как Trion в Мексике, Egina в Нигерии и Argos в США.

Около 45 % инвестиций в период с 2024 по 2027 гг. будет приходиться на глубоководные проекты (от 125 до 1500 метров). Ключевую роль сыграют новые (Johan Castberg, Breidablikk) и уже действующие (Balder Future, Gullfaks South, Schiehallion) проекты в Северном море, которое остается основным регионом добычи углеводородов для Норвегии и Великобритании. Если в Норвегии добыча нефти по итогам прошлого года превысила доковидный уровень более чем на 10 % (2,02 млн б/с против 1,77 млн б/с в 2019 г.), то в Великобритании она снизилась за этот период более чем на 35 % (с 1,12 млн б/с до 715 тыс. б/с, согласно данным Energy Institute). Инвестиции в морскую нефтедобычу могут снизить зависимость Великобритании от импорта нефти.

Новым сегментом рынка может стать закачка углекислого газа в отработанные морские нефтяные месторождения. После закачки углекислый газ будет постепенно растворяться в пластовом флюиде, в результате CO2 будет переходить в «связанное» состояние. Один из таких проектов будет реализовываться в Индонезии, где местная Pertamina и японская Mitsui будут использовать для захоронения CO2 нефтяные месторождения Дури и Минас, добыча на которых началась еще в 1950-е гг. Еще одним проектом станет обустройство подводного резервуара в Мексиканском заливе, где будет осуществляться захоронение углекислого газа с нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий Техаса.

В целом, морская нефтедобыча переживает новый бум инвестиций. Предыдущий период роста капиталовложений завершился в середине 2010-х, когда был приостановлен ряд проектов из-за падения цен на нефть: если в 2010-2014 гг. средняя цена Brent составляла $102 за баррель, то в 2015-2019 гг. — $57 за баррель. Новый бум инвестиций связан в том числе с удешевлением добычи: если в 2014 г. операционные издержки на месторождениях бразильского шельфа составляли в среднем $70 за баррель, то в 2022 г. — $35 за баррель, согласно оценке Управления энергетической информации (EIA).