2.1 Место сланцевого газа в балансе США. О наличии в сланцевых породах природного газа и нефти было известно очень давно. Согласно общеизвестным данным первая коммерческая скважина в сланцевой залежи была пробурена в Соединенных Штатах еще в 1821 году в штате Нью-Йорк, задолго до начала добычи природного газа из месторождений, которые принято называть традиционными. Добываемый газ использовался для бытовых нужд, а также уличных фонарей. В ХХ веке более или менее активная разработка сланцев возобновилась только в конце 80-х годов в Мичигане на сланцевой залежи Antrim. 15 лет назад в США добывалось всего около 8,5 млрд кубометров сланцевого газа, и три четверти приходилось на долю этого бассейна. После 2003 года добыча газа из Antrim Shale несколько снизилась и последние годы стабилизировалась на уровне 3‑4 млрд кубометров газа в год. Между тем в середине 2000-х годов шло постепенное освоение других бассейнов, прежде всего Barnett Shale в Техасе, где впервые начали применять технологию гидроразрыва (фрэкинга) в сочетании с бурением горизонтальных скважин. Считается, что в 2005 году лобби сервисных компаний во главе с Halliburton продавило через Конгресс и администрацию США поправки в закон о природопользовании. Эти поправки открыли дорогу к практически бесконтрольному применению фрэкинга, который, помимо прочего, предполагает использование больших объемов воды и химикатов. Затем процесс перекинулся на соседние залежи Haynesville (Луизиана/Техас), Fayetteville (Арканзас), Woodford (Оклахома) и Marcellus (растянулась сразу на четыре штата – Западная Вирджиния, Пенсильвания, Нью-Йорк и Огайо в районе Аппалачей). Собственно, эти пять залежей и составляют основу американского сланцевого бума. Еще две залежи – Bakken (Северная Дакота) и Eagle Ford (Техас), где ведется активная разработка ресурсов сланцевой нефти, производят также существенные объемы попутного газа. Источник: данные US EIA, расчеты ФНЭБ Динамика добы чи сланцевого газа в США, млрд кубометров 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Сланцевый газ Прочие Доля сланцевого газа в американской добыче 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Сланцевый газ Прочие
. Основные сланцевые залежиСША Источник: USAEIA,2011
Объемы добычи сланцевого газа выросли за 10 лет с 12‑15 млрд кубометров (по разным методикам оценки) до 260‑270 млрд кубометров. В результате доля сланцевого газа в балансе США увеличилась с 1,5 до 40%, обеспечив при этом, как уже отмечалось, рост внутренней добычи на 26%. Произошло это на фоне скачка в бурении скважин. С 2003 по 2010 год (статистики за последние 2 года пока нет) в Соединенных Штатах было пробурено более 190 тыс. добычных газовых скважин. При этом количество добывающих скважин в стране увеличилось на 100 тыс. единиц за эти 8 лет, то есть около 90 тыс. скважин за этот период были выведены из эксплуатации либо оказались неудачными. В 2011 году количество буровых, работающих на газовых участках, снизилось до 880 единиц, а в 2012-м – примерно до 500, согласно данным Baker&Hughes. Соответственно, это привело к дальнейшему снижению объемов бурения. Какое именно количество было пробурено на сланцевых залежах, в отчетах EIA не раскрывается. Согласно данным регуляторов, контролирующих газовую отрасль в Техасе, Луизиане, Пенсильвании и Арканзасе, с 2005 года в пределах их юрисдикции на Barnett, Marcellus, Haynesville и Fayetteville было пробурено около 25 тыс. новых скважин. Данные округлены. * только в Пенсильвании, которая обеспечивает 90% добычи из залежи ** еще около 4300 скважин на Barnett было пробурено до 2005 года Источник: Texas Railroad Commission, Louisiana State Department of Natural Resources, Arkansas Oil&Gas Commission, Pennsylvania State Department of Nature Protection Источник: US EIA
. В 2012 году начался процесс перевода буровых установок с газовых проектов на нефтяные. Объясняется это крайне просто – сланцевый газ на внутреннем рынке оставался слишком дешевым, а вот нефть как глобальный товар была весьма дорогой. В результате произошло перенаправление бурового оборудования в более рентабельные нефтяные проекты. Число используемых в США буровых установок Источник: Статистический обзор мировой энергетики ВР, 2013 год Одна из важнейших характеристик газосодержащих сланцев – их уникальность и неоднородность. Это требует тщательного и постоянного изучения залежей, особого подхода к каждому участку и каждой скважине. При этом невозможно воспроизводить единую успешную модель бурения даже в рамках одной залежи. Вместе с тем динамика добычи по отдельным залежам на конец 2012 года свидетельствует, что период активного наращивания добычи завершился для большинства сланцевых залежей в США. Исключение – самый протяженный плей Marcellus и самый нефтеносный из газовых Eagle Ford. Техасский Barnett прошел пик добычи в 2011 году, продемонстрировав снижение годовых объемов по итогам прошлого года. Haynesville, который демонстрировал очень высокие темпы роста в 2009‑2011 годах и является самым продуктивным месторождением в США, в 2012 году вырос всего на 2 млрд кубометров. Замедлился рост добычи и на Fayetteville, который стабильно увеличивался на 5‑7 млрд кубометров в год. В прошлом году он прибавил лишь 2 млрд кубометров. Залежь Woodford в Оклахоме, так же как и Barnett, начала падать. Рост добычи был достигнут за счет Marcellus, где объемы производства почти удвоились (плюс 30 млрд кубометров), а также Eagle Ford (+10 млрд кубометров). Кроме того, по графику с динамикой добычи по годам видно, что различные залежи можно поделить на демонстрирующие быструю динамику роста (Haynesville и Marcellus) и остальные, которые увеличивают отдачу плавно. В то же время для того, чтобы выйти на уровень добычи в 65 млрд кубометров, в Луизиане пришлось пробурить всего 2300 скважин, а на Marcellus только в пределах Пенсильвании – около 5500, то есть в два раза больше.
. 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Antrim 4,2 3,4 3,5 3,4 3,1 3 2,9 Barnett 7,3 25,7 38,4 42,4 44,8 48,3 46,7 Fayetteville 0 2,4 7,5 14,5 21,7 26,5 28,8 Woodford 0 2,3 5,5 8,7 10,8 12,5 12,1 Haynesville 1 0,8 1,5 12,5 38,8 66,8 68,8 Marcellus 0 0,3 1,1 1,2 13,2 35,1 65,3 Eagle Ford 0,3 2 7,5 16,9 Bakken 0,4 0,8 1,4 2,9 Прочие 0 14,6 15 15 15,8 18,9 19,5 Всего 12,5 49,5 72,5 98,4 150 220 265,9 Источник: данные EIA (проданные объемы) Однако если взглянуть на динамику суточной добычи газа по отдельным залежам, то мы увидим, что после прохождения пика в ноябре 2011 года Haynesville обвалился уже на 15% к началу 2013-го, в то время как на Barnett за тот же период суточная добыча уменьшилась на 8%. Темпы роста суточной добычи на Marcellus повторяют кривую Haynesville c годовой задержкой. Хотя отдача скважин на залежи в Луизиане примерно вдвое больше, как уже отмечалось, при замедлении темпов бурения на Marcellus (а оно уже происходит) следует ожидать выхода добычи на пик в 8‑9 млн кубических футов в сутки летом-осенью 2013 года, после чего может начаться резкая корректировка вниз. Это позволит увеличить добычу на залежи на 15‑20 млрд кубометров. В других регионах (за исключением Eagle Ford) показатели будут снижаться.
. По оценкам компании BP, в 2012 год прирост добычи газа в США составил чуть более 30 млрд кубометров, но только около 10 млрд кубометров этого прироста пришлось на сланцевый газ. А вот в 2011 году прирост добычи сланцевого составил почти 90 млрд кубометров газа. Таким образом, темпы прироста добычи сланцевого газа уже резко упали. Прирост производства газа в США к предыдущему году, млрд кубометров Источник: Статистический обзор мировой энергетики ВР, 2013 год
«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная кампания?Сентябрь2013г. Оценка перспектив добычи сланцевого газа в долгосрочной перспективе осложняется низким качеством данных о запасах и технически извлекаемых ресурсах. Последние официальные сведения (EIA) датируются концом 2010 года, где доказанные запасы в США оценены в 2,7 трлн кубометров, в том числе 2,3 трлн на четырех основных залежах. Технически извлекаемые ресурсы были оценены в 21,2 трлн кубометров, в том числе около 15 трлн на Barnett, Marcellus, Haynesville и Fayetteville. Однако в начале 2012 года EIA снизила оценку по Marcellus практически на две трети – до 4 трлн кубометров. Ранее такому же секвестру подвергались и другие залежи, в частности, ресурсы Haynesville были официально уменьшены с первоначальных 7 до 2,1 трлн кубометров. Ресурсы и запасы сланцевых залежей на конец 2010 года, млрд кубометров. Доказанные запасы Технически извлекаемые ресурсы Barnett 880 1230 Fayetteville 354 900 Woodford 275 620 Haynesville 694 2100 Marcellus 374 11 600 Прочие 121 4700 Всего 2763 21 200 Источник: US EIA Только на Barnett, где газ добывается более 10 лет, показатели запасов сопоставимы с ресурсами. Возможности Woodford исследованы на 50%, Fayetteville и Haynesville – на 30%, Marcellus – даже после пересмотра – всего на 10%. Все остальные залежи – менее 3%. Специалисты считают, что, даже по оптимистичным оценкам, только половину технически извлекаемых ресурсов можно будет действительно извлечь, учитывая экономические реалии и расточительность технологии добычи, которая приводит к потерям от 40 до 60% содержащегося в коллекторах метана при гидроразрыве. Это значит, что ресурсная база сланцевых залежей при уровне добычи 2012 года (270 млрд кубометров) и при благоприятном стечении обстоятельств исчисляется всего 28 годами. Конечно, это условный срок, поскольку очевидно, что поддерживать добычу на этом уровне вряд ли возможно. Пока идет активное бурение, она может продолжать расти – и еще в течение года-двух после уменьшения объемов буровых работ, сохраняя инерцию (что мы видим в последние пару лет). Но в любом случае речи не идет об обеспеченности запасами сланцевого газа на столетие, как это принято говорить в политических кругах. Учитывая, что добыча газа из других видов месторождений (за исключением ПНГ) снижается, особенно на шельфе и из обычных резервуаров на суше, то в среднесрочной перспективе до 2020 года даже поддержание добычи газа в США выглядит проблематичным. Однако EIA продолжает утверждать, что к 2020 году Соединенные Штаты станут нетто-экспортерами природного газа, а добыча сланцевого газа будет непрерывно расти до 2040 года и достигнет уровня 470 млрд кубометров (50% от общей добычи).
. 2.2 Основные сланцевые залежи и экономика добычи Barnett Shale. Эта сланцевая залежь относится к гигантскому бассейну Fort Worth в Техасе и занимает площадь около 13 тыс. кв. км. Глубина залегания породы составляет 2‑2,5 км, а ее толщина варьируется от 30 до 180 метров. На сегодняшний день это самая изученная из крупных залежей и наиболее разработанная. Первая скважина на сланцевый газ пробурена в 1981 году, первая горизонтальная скважина на сланцевый газ пробурена в 2003 году. Всего в настоящее время здесь действуют 18 000 скважин, добывающих сланцевый газ. Ресурсы газа в Barnett оцениваются почти в 9 трлн кубометров, а технически извлекаемые – в 1,24 трлн, по данным EIA. Исследование, проведенное University of Texas в начале 2013 года, оценивает извлекаемые ресурсы в 2,1 трлн кубометров. Однако оно дает гораздо более низкий показатель доказанных запасов по сравнению с EIA – 200 млрд кубометров против 900 млрд. Суммарное производство сланцевого газа здесь составило около 330 млрд кубометров. Добыча газа с 2‑3 млрд кубометров в год в начале 2000-х годов выросла до 48 млрд кубометров (чистая добыча на продажу) в 2011 году, после чего началось снижение. Источник: Texas Railroad Commission Две компании – Devon и Chesapeak – обеспечивают более половины добычи газа на залежи, еще 35% приходится на четыре компании, а оставшиеся 5 млрд кубометров добычи распределены между 244 операторами. В среднем каждая скважина давала на Barnett менее 3 млн кубометров в 2012 году. Чтобы смягчить темпы падения добычи на залежи (растянуть двукратный спад на 20 лет), по оценкам экспертов University of Texas, необходимо бурить по 550 скважин в год. За счет бурения 13 000 скважин удастся дополнительно добыть в 2012‑2050 годах 1,2 трлн кубометров, или в среднем 96 млн кубометров из скважины за период жизни. Как уже отмечалось, исследователи оценивают извлекаемые ресурсы Barnett в 2,4 трлн. куб. Добывающие компании на Barnett в 2012 году, млрд кубометров 12,8 12,67,8 3,4 2,5 2,5 5 Devon Energy Chesapeak Energy XTO Energy EOG Resources Enervest Operating Quicksilver Resources Прочие
. включая накопленную добычу, а общее количество пробуренных скважин – в 28 тыс. единиц. То есть в среднем каждая скважина должна дать 87 млн кубометров за 50 лет эксплуатации месторождения. При этом на сегодняшний день 18 тыс. скважин кумулятивно произвели за 10 лет 330 млрд кубометров, или менее 20 млн кубометров на скважину. Имеются большие сомнения, что за оставшиеся 40 лет эти скважины произведут в совокупности около 900 млрд кубометров. Для этого уровень их отдачи должен снижаться всего на 1% в год, что, очевидно, невозможно для сланцевых скважин на Barnett, которые в среднем уже в первый год теряют 30% суточного дебета, а в течение 5 лет дебет падает на 80‑90%. Информация об экономических параметрах добычи газа из сланцевых залежей скудна. Официальные органы и сами компании не раскрывают размеры вложений или себестоимость добычи по отдельным залежам. Тем не менее по залежи Barnett в открытом доступе имеются данные по стоимости инвестиций в разведку и добычу месторождения по 2010 год включительно. Оценка сделана консалтинговой компанией Perryman Group, в задачи которой входило показать позитивность разработки месторождения для штата Техас и его жителей. Экономическая эффективность разработки месторождения Barnett в 2005‑2010 годах 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Всего Добыча общая, млрд кубометров 10,8 20,3 31,3 45,6 50,2 52,4 210,6 Добыча*, млрд кубометров 9,1 18,1 25,7 38,4 42,4 43,8 177,5 Количество пробуренных скважин, шт. 1200 1600 1500 2700 3800 1200 12000 Капитальные затраты на разведку и добычу, млрд долл. 3,9 7,7 12,5 17,7 13,4 14,9 70,1 Затраты на выплату роялти и других вознаграждений владельцам земли, млрд долл. 1,5 1,9 2,9 5,4 2,7 3,2 17,6 Общие затраты, млрд долл. 5,4 9,6 15,4 23,1 16,1 18,1 87,7 Затраты на одну скважину, млн долл. 4,5 6 10,3 8,5 4,2 15 7,3** Цена газа на Henry Hub, долл./тыс. кубометров 313 242 251 319 142 157 237** Цена реализации газа Devon Energy*** 250 213 207 268 106 116 177 Расчетная выручка от продаж, млрд долл. 2,3 3,9 5,3 10,3 4,5 5,1 31,4 * чистая добыча, реализуемая на рынке газа, примерно на 15% ниже показателя объемов извлекаемого газа ** средняя *** крупнейший производитель газа на Barnett Источник: Texas Railroad Commission, EIA, Perryman Group, расчеты ФНЭБ
. Как видно из приведенной таблицы, в 2005‑2010 годах прямые вложения в Barnett превысили 70 млрд долл., еще 17,6 млрд долл. операторы выплатили в виде роялти за пользование недрами и арендной платы. За этот период было пробурено 12 тыс. скважин, то есть затраты на скважину составили в среднем 5,8 млн долл. без учета роялти или 7,3 млн долл. Учитывают ли цифры Perryman Group инвестиции в строительство инфраструктуры (газопроводов, соединяющих скважины с ГТС, а также заводов по подготовке газа к транспорту), неизвестно. Но даже если учитывают, то расчетная выручка за 6 рассматриваемых лет все равно была в 2,8 раза ниже капитальных затрат и кумулятивных платежей владельцам недр. Следует отметить, что производители продают газ с некоторым дисконтом к цене Henry Hub, который варьировался от 22 до 35%. Даже в годы наивысших цен на газ в США (2005-й и 2008-й) инвестиции на Barnett существенно превышали доходы. Финансировать капитальные вложения позволяли заемные ресурсы, привлечение портфельных и стратегических инвесторов, операции по хеджированию рисков, связанных с конъюнктурой на рынке газа. Кроме того, некоторое позитивное влияние на экономику проектов оказывали добываемые на месторождении нефть, конденсат и другие жидкие ценные компоненты газовой смеси (natural gas liquids). Впрочем, существенные объемы жидких углеводородов на Barnett извлекает только один производитель – EOG Resources, который активно работает на богатой жидкими компонентами части месторождения. В 2012 году компания добыла около 2,5 млрд кубометров газа на Barnett, 4,4 млн баррелей нефти и конденсата и более 8 млн баррелей NGL. При ценах на нефть около 98 долл. за баррель и на сжиженные газы в районе 35 долл. за баррель компания получила 75% выручки от продаж в жидком сегменте, хотя природный газ составляет около 60% добычи на ее участках на техасском месторождении. У основных производителей – Devon и Chesapeak – доля жидких углеводородов в добыче на Barnett составляет 25% и 5% соответственно. Правда, ряд экспертов, которым мы предложили оценить предложенные цифры, указали, что на раннем этапе нефтегазовые компании несут весьма большие издержки, связанные с солидными капитальными вложениями. Зато потом эти вложения дают длительную отдачу. Иными словами, нефтегазовый бизнес связан с огромными инвестициями на начальном этапе запуска проекта, но затем, после получения нефти или газа, проект резко увеличивает финансовую отдачу. При всей справедливости данного суждения стоит обратить внимание, что в случае со сланцевым газом эта схема не работает. Существует радикальное отличие от добычи традиционного газа, где проводится вертикальное бурение и скважины действительно дают отдачу в течение многих лет, а то и десятилетий (яркий пример: Надым-Пур-Тазовский район ЯМАО, запущенный еще в советское время и до сих являющийся основным центром производства газа в РФ). В случае со сланцевым газом все происходит не так. Для его добычи нужно проводить постоянное горизонтальное бурение. Дебет скважин резко падает после ввода в эксплуатацию, и вам нужно постоянно бурить новые площади, используя при этом гидроразрыв пласта. Производители сланцевого газа несут огромные операционные затраты, чего нет в случае с традиционным газом. Таким образом, уровень затрат на страте проекта не слишком больше чем в последующие годы, когда производитель уже получил первый газ. Fayetteville shale Она расположена севернее Barnett shale в бассейне Аркома. Бурение началось в начале 2000-х годов, когда методы горизонтального бурения и гидроразрыва, опробованные в Техасе, были перенесены на соседнюю залежь. Тем более что глубина залегания
породы здесь оказалась меньше – 0,3‑2,1 км. Залежь находится на территории около 23 тыс. кв. километров. В то же время, несмотря на меньшую глубину, содержание газа в сланце оценивается всего в 2‑7 кубометров на тонну породы, в среднем в три раза меньше, чем в Техасе. В связи с этим ресурсы газа на этом сланцевом месторождении оцениваются всего в 1,5 трлн кубометров, но технически извлекаемые запасы – почти в 900 млрд (то есть почти столько же, сколько на Barnett Shale). В категорию доказанных переведено около 30% технически извлекаемых запасов. К концу 2012 года на Fayetteville было пробурено около 4500 добычных скважин, а добыча достигла 28 млрд кубометров. Кумулятивная добыча составила чуть более 100 млрд кубометров газа. Добыча газа на Fayetteville shale, 2012г., млрд кубометров 20,3 4,1 4 0,4 SEECO XTO BHP Billiton Прочие * в том числе доли миноритарных партнеров в скважинах Источник: Arkansas Oil & Gas Commission В отличие от Barnett на Fayetteville shale три четверти добычи приходится на одного крупного оператора – SEECO Inc, дочку Southwestern Energy Company (SWN). Правда, следует отметить, что из 20,3 млрд кубометров, добываемых на ее скважинах, только 67% (13,8 млрд кубометров) принадлежит SWN, а остальное – миноритарным партне- рам в скважинах. Из примерно 4500 скважин, действующих на месторождении, SEECO оперирует 3200 (71%). Еще по 4 млрд кубометров добывают дочка австралийского сырьевого концерна BHP Billiton и XTO Energy, купленная ExxonMobil. И на этих трех операторов в 2012 году пришлось более 98% добычи на Fayetteville. В среднем добыча на одну скважину составила 6,4 млн кубометров, что вдвое больше, чем на Barnett. Впрочем, и капитальные затраты на одну действующую скважину на сланцевой залежи в Арканзасе в среднем вдвое ниже, чем на техасском гиганте. Согласно данным годовых отчетов крупнейшего оператора и производителя SWN, с 2007 года капвложения на 1 скважину снизились с 4,5 млн до 3 млн долл., что связано как с повышением эффективности бурения, так и с концентрацией на наиболее продуктивных территориях. Тем не менее, при средней цене реализации в 135 долл. за тыс. кубометров за 6 лет работы, общая выручка от продаж была ниже капитальных вложений SWN примерно на 10%, а если учесть операционные затраты (около 40 долл. на тыс. кубометров), то, чтобы выйти в ноль, средняя цена должна была быть не менее 190 долл. за тыс. кубометров. Отметим также, что производители на Fayetteville продают газ с дисконтом к цене Henry Hub в размере 13‑15%, то есть спотовая цена должна быть 210‑220 долл. за тыс. кубов.
. Результаты работы Southwestern Energy Company на Fayetteville shale 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Всего Добыча*, млрд кубометров 1,5 3,8 6,9 9,9 12,4 13,7 48,2 Ввод скважин*, шт. 232 263 353 447 416 330 2041 Капвложения*, млрд долл. 1 1,2 1,3 1,3 1,3 1 7,1 Затраты на скважину 4,3 4,6 3,7 2,9 3,1 3 3,5 Выручка, млрд долл. 0,4 1 1,2 1,3 1,5 1,1 6,5 Цена реализации**, долл. за тыс. кубометров 217 273 178 137 124 81 135 Операционные затраты, млрд долл. 0,07 0,19 0,3 0,43 0,53 0,56 2,08 * чистая ** без учета хеджирования Источник: Southwestern Energy Company Haynesville shale Это месторождение сланцевого газа имеет свои уникальные особенности: расположено на большей, нежели другие, глубине – 3‑4 км. Только в 2007 году итоги разведочного бурения стали показывать перспективность добычи на этой залежи. Считается, что в Haynesville очень большая (по сравнению с другими месторождениями сланцевого газа) пористость (8‑12%), высокая температура породы и повышенное пластовое давление. Эти особенности обеспечивают достаточно высокое удельное содержание метана в сланцевой породе, что положительно отражается на начальном дебете скважин. За счет бурения относительно небольшого количества скважин (2300) за три года удалось довести добычу до 68 млрд кубометров, сделав залежь самым продуктивным месторождением США в 2012 году. Всего было добыто более 150 млрд кубометров. По предварительным оценкам, технически извлекаемые ресурсы газа этой залежи оценивались в 7 трлн кубометров, но были снижены до 2,1 трлн Доказанные запасы – 30%. Добыча газа на Haynesville shale, 2012г., млрд кубометров 8 3,7 6,7 4,9 3,2 8,22 32,2 Chesapeak EXCO Petrohawk Encana QEP Energy EI Paso Comstok Прочие * чистая добыча компаний, без учета доли миноритарных партнеров Источник: данные компаний
. Добыча на скважину составила 32 млн кубометров (в 10 раз больше, чем на Barnett, и в 5 раз – чем на Fayetteville). Однако и стоимость бурения и ввода скважины в эксплуатацию в среднем здесь превышает 9 млн долл., почти втрое больше, чем в Арканзасе. Кроме того, высокое пластовое давление приводит к тому, что на Haynesville более высокий уровень начального дебета, но в то же время ускоренное падение газоотдачи. Это привело к тому, что бурение большого количества скважин в 2010 и 2011 годах (600 и 870 соответственно) привело к скачкообразному росту добычи с 12 до 65 млрд кубометров. Однако бурение всего 300 скважин в 2012 году привело к тому, что рост составил всего 3 млрд кубометров (около 5%), а суточная производительность снизилась на 15% и продолжает снижаться из-за снижения объемов нового бурения. Оценочные показатели Haynesville shale 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча, млрд кубометров 0,8 1,5 12,5 38,8 66,8 68,8 Новые скважины, шт. 1 55 300 600 870 320 Добывающие скважины (всего на конец года) 1 56 352 955 1825 2145 Затраты на 1 скважину, млн долл. 9,5 9,5 9,5 9,5 9,2 9,2 Капвложения, млн долл. 0,5 2,9 5,8 8 2,9 Цена в Henry Hub, долл. за тыс. кубометров 319 142 157 144 99 Выручка 0,5 1,8 6,1 9,3 6,8 Источник: Louisiana Department of Natural Resources, EIA, расчеты ФНЭБ Если в 2010 году средняя производительность скважины на Haynesville превышала 110 тыс. кубометров в сутки, то в 2011-м снизилась до 100 тыс., а в прошлом году она уже составляла 87 млн кубометров. Еще одна проблема Haynesville (как и Fayetteville) заключается в том, что они содержат сухой природный газ, без конденсата и других примесей, способных улучшить экономику добычи. Marcellus Является крупнейшим из известных на сегодняшний день месторождений сланцевого газа и раскинулось на территории 6 штатов от Нью-Йорка до Теннеси. При этом залежь Marcellus почти полностью покрывает такие штаты, как Пенсильвания и Западная Вирджиния. Сланцы здесь разрабатывали еще в 80-х гг. прошлого века (в течение непродолжительного времени), однако снижение цен на традиционные углеводороды законсервировало проекты на Marcellus более чем на 10 лет. Бурение возобновилось в 2003 году с использованием техасского опыта компанией Range Resources, а первая продуктивная скважина в Пенсильвании заработала 2 года спустя. Однако стабильная промышленная добыча до 2008 года включительно не велась. В то же время, когда говорят об открытых гигантских залежах сланцев в США, под- разумевают именно Marcellus. Она занимает площадь в 250 тыс. кв. километров. И несмотря на довольно слабую газоносность породы (2‑3 кубометра на тонну), при небольшой глубине залегания (1,2‑2,5 км) ее ресурсы по системе gas-in-place оценивались в 42 трлн кубометров, а технически извлекаемые объемы газа – в 11,6 трлн кубометров. Впоследствии, правда, оценки были снижены до 4 трлн кубометров, но Marcellus остается,
. во-первых, крупнейшим месторождением по ресурсам, во-вторых, единственным из большой четверки, продемонстрировавшим значительный рост в 2012 году. На конец прошлого года было пробурено около 5,5 тыс. скважин, а кумулятивная добыча превысила 100 млрд кубометров. Топ-10 производителей сланцевого газа на Marcellus в 2012 году, млрд кубометров 1,4 1,4 1,6 2,6 3,2 3,8 5,6 5,5 6,8 12,4 13,7 Chevron EXCO CNX SWEPI EQT Anadarko Range Resources Talisman Cabot O&G Chesapeak Прочие Добыча операторов без учета долей миноритарных партнеров Источник: Pennsylvania Department of Environmental Protection В 2012 году из 65 млрд кубометров газа на Marcellus 58 млрд было добыто в Пенсильвании, а большая часть оставшихся 7 млрд кубометров – в Западной Вирджинии. В Огайо и Теннеси разработка находится на ранней стадии и сфокусирована на более глубокой и нефтеносной Utica shale. В штате Нью-Йорк действует мораторий на использование технологии фрэкинга, что делает невозможным добычу газа из части Marcellus. Тому, что наибольшего размаха добыча сланцевого газа получила в Пенсильвании, есть несколько объяснений. Значительные запасы и традиции добычи газа на территории штата, где в конце 19-го века начался первый в США нефтяной бум. Но главное, благоприятная среда для регулирования. Пенсильвания – единственный штат, который до сих пор не имеет налога на добычу нефти и газа. В других штатах, где идет добыча сланцевого газа, производители платят в казну от 2 до 7% от цены реализации (в зависимости от цены). Однако некоторые штаты в условиях драматического падения цен на газ ввели льготные ставки вплоть до освобождения от уплаты налога на добычу. В 2012 году добыча на одну скважину на Marcellus (10 млн кубометров) превышала показатели Fayetteville, но значительно – втрое – уступала Barnett. Но и темпы бурения на Marcellus, несмотря на низкие цены на газ, не только не замедлились, но даже ускорились. Если на конец 2011 года на месторождении в Пенсильвании было пробурено 1170 скважин, то в 2012-м – 1300. Правда, значительно увеличилось количество временно законсервированных скважин со 180 до 1150, что связано не только с плохой конъюнктурой, но и с недостатком инфраструктуры для доставки газа потребителям. Впрочем, отметим, что скважины были законсервированы без проведения процедуры фрэкинга (то есть они не могут быть сразу введены в строй после строительства трубы, и потребуются еще вложения 25‑40% от стоимости обустройства для того, чтобы начать добычу).
Данные по разработке Marcellus в Пенсильвании июль 2009 – июнь 2010 июль – декабрь 2010 январь – июнь 2011 июль – декабрь 2011 январь – июнь 2012 июль – декабрь 2012 Действующие скважины, 1196 3325 4008 4180 5201 5459 в т ч. временно закрытые 0 0 98 146 445 594 в т ч. законсервированные 22 34 190 560 в т ч. использованные для повторного фрэкинга 53 88 140 180 В процессе обустройства 0 2 675 445 1021 865 Выданные разрешения 1434 2747 2763 3118 1595 15 Аннулированные разрешения 238 133 178 439 927 32 Добыча газа, млрд кубометров 3,7 7,6 12,1 17,8 25,3 32,5 Среднесуточная добыча на скважину, тыс. кубометров 8 12 16 23 27 32 Добыча конденсата, тыс. баррелей 187,9 319,5 196,7 487,4 672,7 1113,9 Добыча нефти, тыс. баррелей 41,7 364 20,7 49,2 0,2 Источник: Pennsylvania Department of Environmental Protection. Особенности технологии гидроразрыва и сланцевой породы делают неразумной консервацию скважин после проведения фрэкинга, поскольку существенно уменьшают начальный дебет и объемы отдачи газа из таких скважин (газ попросту уйдет через трещины в породе). Еще одно преимущество Marcellus, которое предопределило сохранение высоких темпов бурения – наличие участков с запасами жирного газа. Добыча конденсата в 2012 году составила около 1,8 млн баррелей против 0,7 млн в 2011-м. Правда, добыча нефти существенно обвалилась с 0,4 млн баррелей до 50 тыс. Официальные органы не ведут статистику добычи NGL, но в 2012 году только один Chesapeak добыл 1,7 млн бнэ NGL, то есть столько же, сколько сланцевой нефти и конденсата добыто во всей Пенсильвании. Но и несмотря на это, экономика добычи на примере Chesapeak не выглядит слишком привлекательно. За три года компания инвестировала в бурение на Marcellus 3,7 млрд долл., при этом выручка от продаж углеводородов в регионе составила всего 1,7 млрд долл. Отметим также, что в Пенсильвании достаточно высока стоимость строительства скважин – 6,8 млн долл. на единицу, если брать опыт Chesapeak. На встрече с инвесторами руководство Chesapeak признало, что обеспечить 15%-ю норму доходности на вложенный капитал для Haynesville можно только при цене выше 170 долл. за тыс. кубометров, а на Barnett – 206 долл. Таких цен в США не было последние 4 года. Но возникает вопрос, почему в США добыча сланцевого газа продолжала расти внушительными темпами (почти на 200 млрд кубометров за те же 4 года),
. а компании инвестировали значительные деньги, имея очевидные проблемы с возвратом вложений. Показатели* Chesapeak Energy на Marcellus 2010 2011 2012 Всего Добыча газа, млрд кубометров 2 7,3 5,8 15,1 Добыча нефти и конденсата, млн баррелей 0,2 0,3 0,5 1 Добыча NGL, млн бнэ 0,3 1,2 1,7 3,2 Выручка от продаж, млрд долл. 0,54 0,54 0,61 1,7 Пробуренные скважины, шт. 135 142 264 541 Инвестиции в бурение, млрд долл. 0,4 1,5 1,8 3,7 * без учета миноритарных партнеров Источник: Chesapeak Ответ на него комплексный. Во-первых, добычу сланцевого газа сложно прогнозировать и регулировать в соответствии с потребностями рынка. Если на обычном месторождении можно легко снизить добычу за счет консервации скважин, то в случае со сланцевыми месторождениями это, как правило, невозможно. На время вывести из эксплуатации добывающую скважину (после проведения фрэкинга) бессмысленно, поскольку это приведет к потере ресурса. Можно лишь отложить ввод пробуренных, но еще не подвергавшихся фрэкингу скважин, что и произошло на Marcellus в 2012 году. Снижение объемов бурения в 2011‑2012 годах отчасти было компенсировано вводом в строй пробуренных в период бурильного бума, но еще незаконченных скважин. Кроме того, компании стали более рачительно подходить к выбору участков для бурения, предпочитая так называемые «лакомые кусочки» (sweet spots). К чему это приведет в ближайшее время? По мере исчерпания самых привлекательных участков начнет снижаться эффективность бурения. Кроме того, в течение ближай- шего года скажется уменьшение объемов бурения на Barnett, Fayetteville и Haynesville. Весьма вероятно, что все три залежи будут демонстрировать падение добычи от года к году. Добыча на Marcellus, а также на нефтеносных Eagle Ford и Bakken продолжит расти, но в Пенсильвании темпы роста уменьшатся, а добыча попутного газа будет сдерживаться отсутствием инфраструктуры по утилизации газа в Северной Дакоте и низкой ценой на газ в Техасе. Во-вторых, экономика процесса разработки сланцевых запасов поддерживалась рынком активов. С одной стороны, добывающие компании были обязаны бурить на арендованных территориях, чтобы не потерять права на участки и не платить за аренду впустую. С другой, они были заложниками обязательств перед финансовыми организациями и прямыми инвесторами, которые кредитовали и вкладывали средства в капитал. Кроме того, в процессе разработки сланцевых месторождений, особенно в Арканзасе, на севере Луизианы и в других новых районах добычи, приходилось брать на себя обязательства по загрузке новых газотранспортных мощностей. К примеру, купленная BHP Billiton компания Petrohawk должна обеспечивать загрузку газопровода, построенного совместно с газотранспортным концерном Kinder Morgan от месторождения Haynesville, до 2015 года в объемах 6,7 млрд кубометров в 2012-м, 9,2 млрд – в 2013-м и 10,2 млрд – в
. 2014-м, или же уплатить транспортный тариф (ship or pay). Аналогичные обязательства есть и у остальных производителей. В-третьих, вместе со сланцевой лихорадкой бурно рос рынок сланцевых активов. Сначала на волне успеха в развитии добычи и в условиях относительно высоких цен на газ на рынок вышли крупные корпорации, американские и иностранные. ExxonMobil приобрел одного из крупнейших производителей сланцевого газа – техасскую XTO Energy за 40 млрд долл., активы приобрели ConocoPhilips, Chevron, BP, Statoil, Eni, Shell, BHP Billiton и другие. Total стала партнером Chesapeak в разработке Barnett shale. После падения цен на газ началась вторая волна привлечения инвесторов, на этот раз в основном китайских и японских. Всего, по данным EIA на март 2013 года, с 2008 года были заключены сделки по сланцевым активам на сумму более 133 млрд долл. (деньги и обязательства по финансированию буровых работ мажоритарного партнера). Из них 20% пришлось на иностранные инвестиции, в том числе около 8 млрд долл. в Marcellus, около 3 млрд долл. – в Barnett и 1,5 млрд – в Haynesville (50%). Международные инвестиции в сланцевые проекты в США (2008‑2012 годы, млрд долларов) Источник: EIA 2.3. Затраты на экологию Говоря об экономике сланцевого газа, важно представлять не только нынешнюю структуру расходов, но и их перспективы. Очень популярна точка зрения о том, что технологии добычи будут совершенствоваться, а, следовательно, затраты на проекты сокращаться. Однако у производителей сланцевого газа в США могут возникнуть и новые расходы. Это прежде всего связано с экологической проблематикой. Дело в том, что в США действует пионерская модель бизнеса: если ты начинаешь прорывной, новый бизнес, то на страте регуляторы закрывают глаза на ряд моментов, позволяя тебе развиваться. В случае с производством сланцевого газа существенным фактором экономии стала экологическая составляющая. Добыча сланцевого газа несет в себе существенные
. экологические риски. Но эта угроза на начальном этапе не бралась во внимание. Однако по мере расширения добычи и приближения ее к крупным городам ситуация начинает резко меняться. Появляются общественные организации, которые требуют прекратить добычу сланцевого газа. Особенно активны они в штате Пенсильвания, где находится довольно много крупных населенных пунктов. Главная поднимаемая сегодня экологическая проблема – использование химических реагентов, добавляемых в воду при гидроразрыве пласта. Если добыча ведется рядом с крупными городскими агломерациями, то появляется серьезный риск попадания опасных химических реагентов в питьевые коллекторы. Не стоит также забывать, что и общий расход воды при добыче сланцевого газа огромен. На одну скважину приходится тратить не менее 10‑20 тысяч тонн воды, а бурить приходится огромное количество скважин – в среднем ежегодно в США бурится порядка 25 тыс. скважин по сланцевым проектам. На горизонтальную скважину расходуется воды примерно в сто газ больше чем на вертикальную. Вода является одной из самых проблемных тем с точки зрения экологии. Тем более что нехватка воды постепенно становится одним из наиболее драматичных сюжетов по теме дефицита ресурсов на планете. Возникает вопрос о том, что сланцевые технологии забирают слишком больше количество пресной воды.
