Перспективы сланцевого газа: мифы и реальность
Написать эту короткую заметку меня побудила дискуссия вокруг реальной экономики сланцевого газа в США и мире. С одной стороны, за последние 5 лет развитие отрасли сопровождается массированной PR кампанией в прессе США и Европы, призывающей инвестировать в отрасль. С другой стороны российские СМИ и некоторые «зеленые» СМИ континентальной Европы высказывают опасения относительно реальной себестоимости и рисков добычи сланцевого газа.
В частности, в российской печати утверждается, что издержки добычи сланцевого газа значительно выше текущего уровня цен в США ($119 / тыс. куб. м) и составляют $212-283 / тыс. куб. м. Виной всему, по утверждению пессимистов, быстро падающий дебит скважин сланцевого газа, которые теряют 60-80% дебита в течение первого года добычи.
Консультанты проанализировали финансы лидирующих 50 компаний в нефте- и газодобыче США за пять лет, 2007-2011 г. На момент подготовки анализа финансы за 2012 г. еще не были готовы. Тем не менее, на основе этого отчета можно сделать несколько важных выводов:
(1) Ernst & Young оценил операционные затраты на добычу (production costs) сланцевого газа в 2011 г. как $14.29 за энергетический эквивалент барреля нефти. В энергетическом эквиваленте газа это соответствует $93 / тыс. куб. м.
(2) Из статистики компаний-лидеров отрасли сланцевого газа (Chesapeake Energy, Devon Energy, Continental Resources, EOG Resources) следует, что доля операционных затрат в общем пуле затрат компаний отрасли составляет 41%. Еще 57% приходится на капитальные затраты и амортизацию (DD&A), остальные 2% на администрирование и прочие затраты.
(3) Следовательно, полная себестоимость сланцевого газа с учетом всех затрат должна составить порядка $229 / тыс. куб. м, что действительно намного выше уровня текущих оптовых цен почти вдвое.
Вместе с тем, является ли это несоответствие поводом для паники? Для компаний, добывающих сланцевый газ – да. Для потребителей – нет. Дело в том, что даже такой уровень стоимости газа существенно ниже цен природного газа в других регионах мира. К примеру, в Европе природный газ стоит сейчас $375 / тыс. куб. м (спотовый рынок Великобритании NBP), в Азии $589 / тыс. куб. м (согласно данным таможенной статистики Японии в декабре 2012 г.).
Читатель может спросить, каким же образом поддерживается такой аномально низкий уровень оптовых цен природного газа на американском рынке? Секрет в избыточной конкуренции и низких барьерах входа в отрасль, а также в том, что низкую прибыльность добычи сланцевого газа компенсирует высокая прибыльность попутной добычи сланцевой нефти и конденсата, цены на которые намного превышают себестоимость. К примеру, у одного из лидеров отрасли Chesapeake Energy доля нефти и конденсата составила 21% объема добычи в третьем квартале 2012 г. и постоянно растет.
Поскольку цены на нефть не упали так сильно, как цены на природный газ, но остаются высокими, компании активно инвестируют в добычу сланцевой нефти и конденсата. Лидерами в этом сегменте являются EOG Resources (215,000 bpd), Chesapeake Energy (143,000 bpd), Continental Resources (103,000 bpd) и Whiting Oil (71,000 bpd). Исходя из отчетности компаний сектора сланцевой нефти, средняя себестоимость добытой нефти (без учета логистики к целевым рынкам) составляет $37 / баррель. Это конечно выше, чем у стран Персидского Залива, но позволяет активно наращивать объем добычи сланцевой нефти в США, который уже достиг 1.8 млн. баррелей в день.
Рост сланцевой индустрии в самих США пока никак не сказался на конкурентоспособности Газпрома на европейском рынке газа и перспективах добычи нетрадиционного газа Украиной. Причин несколько:
(1) США еще не могут экспортировать дешевый газ в Европу из-за отсутствия инфраструктуры его сжижения
(2) Добыча нетрадиционного газа вне США, и сланцевого газа в частности, пока в эмбриональном состоянии. К нетрадиционному газу следует отнести 3 вида: tight gas (газ плотных пород, массовая добыча началась в конце 1970х), coal-bed methane (угольный метан, массовая добыча началась в конце 1980х), shale gas (собственно сланцевый газ, бум в котором начался 5 лет назад).
Существующие терминалы в США были построены не для сжижения, а для приемки и регазификации сжиженного газа, поэтому для их конверсии потребуется время и значительные ресурсы. Обычно терминалы сжижения требуют в 3 раза больших капитальных затрат, чем терминалы регазификации одинаковой мощности. Длительность конверсии терминала может составлять порядка 4 лет.
Добыча нетрадиционного газа вне США, и сланцевого газа в частности, затруднена. Лишь трем странам удалось добиться существенной доли нетрадиционного газа (добываемых методом фрекинга угольного метана, газа плотных пород) в общем объеме добычи – это Канаде, Австралии и Китаю. Причины слабого распространения технологий добычи нетрадиционного газа вне США в том, что в США сложилась уникальная среда для развития этих технологий: в частности, 2/3 мирового пула инженеров нефтегазовой промышленности (члены Society of Petroleum Engineers, SPE) находятся в Северной Америке, также в США развит сектор нефтесервиса (oil field services), представленный мировыми лидерами Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes и другими. В остальном мире, кроме, пожалуй, Норвегии, Британии и Австралии, отсутствуют аналогичные условия для развития добычи нетрадиционного газа.
Что касается Украины, в случае с Юзовской площадью речь идет об участии Shell в разработке газа плотных пород, tight gas, уже 35 лет как коммерчески зрелой технологии, риски которой значительно ниже рисков добычи сланцевого газа. Стоит отметить, что в самих США газ плотных пород давал порядка 30% добычи до появления феномена сланцевого газа в конце 2000х. Тем не менее, несмотря на зрелость самой технологии, риски ее реализации в Украине сохраняются. Ключевыми факторами успеха будут качество ресурсов и локализация капитальных и операционных затрат добычи газа плотных пород на украинском рынке. Если сравнивать с аналогичными проектами в других странах, себестоимость украинского газа плотных пород будет высокой, порядка $260 / тыс. куб. м, но, тем не менее, ниже уровня цен Газпрома $425 / тыс. куб. м.
Резюмируя, можно прийти к таки выводам: да, ценообразование сланцевого газа в США во многом искажено быстрым ростом и избыточной конкуренцией в этой отрасли, и сейчас оптовые цены на 48% ниже реальной себестоимости добычи.
Данная ситуация очень напоминает то, что происходило в Восточном Техасе, когда были открыты огромные месторождения нефти. Их кинулись разрабатывать все сотни, если не тысячи компаний. Цены на нефть упали ниже себестоимости ее добычи – до 13 центов за баррель. Выйти из критической ситуации нефтяная отрасль США смогла при поддержке администрации Рузвельта, которая начала жесткое регулирование рынка. Это привело к тому, что многие мелкие производители обанкротились. На рынке установилась ценовая стабильность с одновременным повышением рентабельности бизнеса. По всей видимости, рано или поздно подобные механизмы будут востребованы для того, чтобы стабилизировать и рынок сланцевого газа, где сегодня наблюдается такая же анархия, как 80 лет назад в Техасе и Оклахоме.
Однако это вовсе не означает, что американская индустрия сланцевого газа неконкурентоспособна на глобальном рынке, ведь цены газа в других регионах (Европа, Азия) превышают себестоимость американского сланцевого газа в 1.6 – 2.6 раза. Ситуация с заниженными ценами газа в США частично поддерживается высокими ценами нефти. Можно ожидать, что слабые игроки с высокими затратами будут покидать отрасль сланцевого газа, а сильные игроки перефокусируются на сланцевую нефть, в результате чего спотовые цены природного газа в США приблизятся к его реальной себестоимости (порядка $229 / тыс. куб. м). Украинский проект Shell опирается на зрелую технологию добычи газа плотных пород, которая уже 35 лет как коммерчески доказана. Теоретически себестоимость газа плотных пород украинской добычи будет ниже цен Газпрома на 39%, однако только реализация может показать, каковы реальные объемы коммерческой добычи газа Юзовской площади.
Информация