Сланцевый газ в США: мифы и реальные риски для России

Автор: А.И. Гривач (Фонд национальной энергетической безопасности).

Опубликовано в журнале Химическая техника №11/2014

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 г. 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 залежиAntrim. 15 лет назад в США добывалось всего около 8,5 млрд. м3 сланцевого газа и три четверти приходилось на долю этого бассейна. После 2003 г. добыча газа из AntrimShale несколько снизилась и в последние годы стабилизировалась на уровне 3…4 млрд. м3 газа в год.

Между тем, к 2006 г. шло постепенное освоение других бассейнов – Barnett Shale в Техасе и Оклахоме и Marcellus (Западная Вирджиния, Пенсильвания и Нью-Йорк в районе Аппалачей). Добыча росла плавно на ~1,5 млрд. м3 в год и в 2006 г. достигла 22 млрд. м3 (всего около 4% американской добычи). Никакого бума или прорыва ход развития событий не предвещал.

Извлекать углеводороды из твердой сланцевой породы, где они заключены в небольших плохо сообщающихся коллекторах, сложно.

За счет применения технологии горизонтального бурения в сочетании с многостадийным гидроразрывом пласта (фрэкинг) плюс 3D моделирование пластов для определения так называемых «сладких кусочков» удалось извлекать эти углеводороды в больших количествах.

В скважину под давлением закачивают смесь воды, песка и химикатов, через возникшие трещины газ поступает в скважину (рис. 1). Приток падает очень быстро: примерно вдвое в течение первого года. Нужно постоянно бурить и делать новые операции по стимулированию.

Кроме того, считается, что в 2005 г. лобби сервисных компаний во главе с Halliburton «продавило» через Конгресс и администрацию США поправки в закон о природопользовании, которые открыли дорогу к практически бесконтрольному применению фрэкинга, что помимо прочего предполагает использование больших объемов воды и химикатов. Затем процесс перекинулся с техасского Barnett на соседние залежи – Haynesville (Луизиана/Техас), Fayetteville (Арканзас), Woodford (Оклахома) и Marcellus (растянулись 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.

Один из главных мифов: у США есть запасы сланцевого газа на 100 лет. Тиражировать его не стесняются ни СМИ, ни крупные инвестиционные банки, ни даже Президент Соединенных Штатов Барак Обама.

На самом деле именно Соединенные Штаты являются законодателями мод на спекулятивность оценок ресурсов и запасов сланцевого газа.

Энергетическое информационное агентство США – официальный орган, который собирает статистику, готовит исследования, хоть формально независим от американского правительства, но все-таки живет на деньги налогоплательщиков.

Это – главный манипулятор данными о запасах и ресурсах сланцевого газа в США (рис. 2). Именно оно первым запустило байку про 100 лет, которая спровоцировала первый бум разработки сланцевых ресурсов в конце 2000-х годов.

Ресурсы и запасы сланцевых залежей по данным EIA на конец 2010 г., млрд м3  (источник: US EIA)

Тем не менее, пиар-кампания сыграла свою роль. В сланцы не инвестировал только ленивый или хорошо осведомленный о рисках. Это привело к бурному росту добычи сланцевого газа в США. За счет разработки ресурсов сланцевого газа США смогли компенсировать падение добычи газа из традиционных месторождений на суше и неглубоководном шельфе. Добыча углеводородов на глубоководном шельфе Мексиканского залива оказалась слишком сложной и рискованной.

Сланцевый газ позволил Соединенным Штатам отказаться от импорта СПГ (несмотря на построенные мощности по регазификации стоимостью более 10 млрд. долларов), снизить объемы импорта трубопроводного газа из Канады, обвалить оптовые цены на газ на внутреннем рынке из-за избыточного предложения и задуматься о реализации проектов по экспорту СПГ.

Однако уже в 2013 г. по сравнению с 2012 г. это падение традиционной добычи было сопоставимо с ростом производства сланцевого газа. В итоге общая добыча газа в США в 2013 г. впервые практически за 10 лет не выросла. Чем это можно объяснить? И насколько это монументальная тенденция?

На рис. 3 представлены графики добычи сланцевого газа из основных залежей. Видно, что залежи сланцевого газа делятся на те, на которых добыча развивается постепенно (это немного похоже на добычу на традиционных газовых месторождениях), и на те, на которых добыча резко возрастает. Ко вторым относятся, например, Haynesville в Луизиане, Marcellus – лидер (или, как его называют, жемчужина американской сланцевой индустрии) и отчасти Eagle Ford, которая является самой нефтяной из газовых и самой газовой из нефтяных сланцевых залежей в Соединенных Штатах.

Показательна судьба сланцевой залежи Haynesville – предыдущей надежды и опоры сланцевой индустрии, которая развивалась с 2009 по 2012 гг. с выходом на полную мощность и резким обвалом в 2013 г.

Почему это произошло? Когда цены на газ в Соединенных Штатах стали низкими (в 2012 году они находились на уровне 100 долларов за 1 тыс. м3) произошло резкое снижение инвестиций в бурение на этой залежи, и поддержание добычи на ней в дальнейшем стало невозможно. Это одна из особенностей сланцевой индустрии: нужно постоянно бурить. Происходит процесс замещения капитальных вложений операционными.

Стирается грань, которую мы видим в традиционной индустрии, когда вкладываешь, а потом получаешь отдачу в виде стабильной добычи на долгие годы. Это, как белка, которая крутит колесо: если ты не вкладываешь деньги в бурение, в проведение инфраструктуры, то, учитывая некую инерционность процесса, максимум через год–два начинается падение добычи газа.

Marcellus – очень большая сланцевая залежь, и мы ожидаем, что на ней стремление добычи вверх может продолжаться какое-то время.

Но в какой-то момент, если цены на газ не станут экономически привлекательными для поддержания инвестиций в добычу на этой залежи, то она повторит судьбу Haynesville. Несколько слов об экономике.

К сожалению, из-за системы перекрестного субсидирования, которая сложилась на американском рынке сланцевых разработок, т.е. за счет продажи добытых жидких фракций (конденсат или нефть) газ становится побочным продуктом, который ничего не стоит и который можно продать за любую цену.

Мы проанализировали систему капитальных вложений, которые на самом деле для сланцевых компаний во многом являются операционными (например, для Barnett Shale в Техасе, самого старого сланцевого месторождения и самого классического, поскольку именно там началось так называемая, в американских терминах, сланцевая революция).

Добыча с 2005 по 2010 г. на месторождении составила 178 млрд. м3 газа. За этот период было пробурено 12 тыс. скважин. (Чтобы понимать масштаб: у «Газпрома» в эксплуатации находится всего 8 тыс. скважин, а на Barnett Shale за 6 лет было пробурено в 1,5 раза больше). Данные по капитальным затратам на разведку и добычу, к сожалению, компании не предоставляют, но мы взяли их из исследования, которые провела (по заказу руководства штата Техас) консалтинговая компания Perryman Group с целью оценить позитивность влияния разработки месторождения Barnett на экономику штата (т.е. компанию сложно заподозрить в том, что она сознательно ухудшает параметры разработки). Компания предоставила такую информацию: за этот период капитальные затраты на добычу углеводородов составили 70 млрд. долларов. Еще 18 млрд. было заплачено владельцам земли в качестве лизинговых взносов или роялти. Таким образом, общие затраты компании для добычи 180 млрд. м3 газа составили 88 млрд. долларов.

Далее: цены на газ в этот период были достаточно высокими (сейчас многие производители о таких, наверно, только мечтают) – 237 долларов за 1 тыс. м3 – это оптовая цена на главной спотовой площадке Соединенных Штатов HenryHub. При этом добывающие компании, как правило, имеют возможность продавать этот газ с дисконтом от 20 до 50%. По данным самого крупного производителя газа на Barnett (DevonEnergy), цена реализации 1 тыс. м3 составляла за тот же период 177 долларов. Если посчитать выручку компании от продажи газа по этой цене, то в среднем за 6 лет (с 2005 по 2010 г.) она составила 31 млрд. долларов, при капитальных вложениях 88 млрд. Кажется, это повод задуматься о том, что экономика здесь не совсем работает.

Для того чтобы рассмотреть эту ситуацию на корпоративном примере, возьмем одного из ведущих производителей сланцевого газа и вторую по величине компанию по добыче газа в Соединенных Штатах (Chesapeake Energy) и их финансовые показатели за последние 5 лет, включая период самых тяжелых лет для американского газового рынка (2012 г. и отчасти 2011 и 2013 гг.). За 5 лет поступления от операционной деятельности этой компании составили около 22 млрд. долларов. При этом капитальные вложения в тот же период были около 50 млрд.

За счет чего компания выживала? Chesapeake Energy выживала за счет того, что продавала активы, которые приобрела на заре этой сланцевой эйфории, активы, которые были переоценены благодаря тому, что американский инвестиционный рынок очень развит. Инструментально там много дешевых денег, и если есть тренд, и обслуживающий этот тренд инвестиционный банк заявляет, что это новый Клондайк, Эльдорадо, то мобильность финансовых ресурсов сильно растет.

Плюс были определенные со стороны регулирующих органов завышения запасов и ресурсного потенциала сланцевого газа, которые впоследствии были серьезным образом пересмотрены. Ресурсы того же Marcellus в 2010 г. были снижены в 4 раза по сравнению с объявленными в 2008 г. Так вот, компания продала активов на 30 млрд. долларов. Это в 4 раза больше ее годовой выручки.

За счет чего же продолжается рост добычи? Ответ на этот вопрос 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 г. Снижение объемов бурения в 2011–2012 гг. отчасти было компенсировано вводом в строй пробуренных в период 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 и стимулирования отдачи скважин. Это уже произошло на большинстве залежей, кроме самой большой Marcellus и нефтяных Eagle Ford и Bakken.

Во-вторых, экономика процесса разработки сланцевых запасов поддерживалась обязательствами компаний. С одной стороны, добывающие компании были обязаны бурить на арендованных территориях, чтобы не потерять права на участки и не платить за аренду впустую, а 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 других новых районах добычи, приходилось брать на себя обязательства по загрузке новых газотранспортных мощностей. Например, купленная BHP Billiton компания Petrohawk должна обеспечивать загрузку газопровода, построенного совместно с газотранспортным концерном Kinder Morgan от месторождения Haynesville (загрузка до 2015 г. предусматривается в объемах 6,7 млрд. м3 в 2012 г., 9,2 млрд. м3 в 2013 г. и 10,2 млрд. м3 в 2014 г.), или же уплатить транспортный тариф (shiporpay). Аналогичные обязательства есть и у остальных производителей.

В-третьих, высокие цены на нефть, конденсат и относительно высокие на сжиженные углеводородные газы позволяли производителям частично покрывать убытки от добычи газа.

В-четвертых, 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 американские и иностранные корпорации. Exxon Mobil приобрел одного из крупнейших производителей сланцевого газа – техасскую XTO Energy за 40 млрд. долларов, 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 г., с 2008 г. были заключены сделки по сланцевым активам на сумму более 133 млрд. долларов (деньги и обязательства по финансированию буровых работ мажоритарного партнера). Из них 20% пришлось на иностранные инвестиции, в том числе около 8 млрд. долларов в Marcellus, около 3 млрд. долларов – в Barnett и 1,5 млрд. долларов – в Haynesville (50%).

Проблемы и риски для России могут появиться только, если произойдет экспорт больших объемов сланцевого газа в виде СПГ и/или если масштабный опыт добычи сланцевого газа получит распространение в других регионах мира, прежде всего в Европу и Китай.

На наш взгляд, по экономическим причинам эти риски в настоящее время не слишком велики. Конкурентоспособность российского газа в Европе гораздо выше американского СПГ, и для трейдеров, которые будут экспортировать газ из США, гораздо привлекательнее выглядит премиальный азиатский рынок СПГ, где цены в 1,5–2 раза выше, чем в Европе.

Особые условия развития сланцевой индустрии США по сравнению с другими странами делают широкомасштабный экспорт этой практики малореальным, несмотря на наличие сланцевых залежей в других государствах. Уникальная комбинация развитого инвестиционного рынка, которая позволяет «надувать пузырь», внутри которого происходит рост добычи ресурсов, несмотря на в целом отрицательную экономику, с лояльностью населения, получающего прямые выгоды от разработки (в виде роялти или продажи земли по более высокой цене), слабым экологическим регулированием, высоким уровнем технологического развития, похоже, вряд ли существует или возникнет гделибо в мире.