«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания?

«СЛАНЦЕВАЯ РЕВОЛЮЦИЯ»:
РЕАЛЬНАЯ УГРОЗА
ИЛИ МЕДИЙНАЯ КАМПАНИЯ?
ОНД НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
АНАЛИТИЧЕСКИЙ ДОКЛАД
МОСКВА
Сентябрь 2013 г.
Доклад подготовлен при финансовой
поддержке Института социально-
экономических и политических
исследований

Сентябрь 2013 г.
Введение.....................................................................................................................3
1. Газовый рынок Северной Америки........................................................................4
1.1 США........................................................................................................................................... 5
1.2 Канада и Мексика................................................................................................................... 10
2. Сланцевый газ в Северной Америке...................................................................13
2.1 Место сланцевого газа в балансе США................................................................................ 13
2.2 Основные сланцевые залежи
и экономика добычи............................................................................................................... 20
2.3. Затраты на экологию............................................................................................................. 29
3. Проекты по экспорту газа из Северной Америки...............................................32
3.1 Основания для развития экспорта СПГ из США.................................................................. 33
3.2 Процедура одобрения экспорта газа
из США и обзор заявленных проектов по экспорту СПГ..................................................... 35
3.3 Оценка экономики проектов по производству СПГ............................................................. 39
3.4 Оценка ресурсной базы, политических, экономических
и социальных последствий экспорта СПГ............................................................................ 41
3.5 Канадский СПГ........................................................................................................................ 43
4. Экспорт сланцевой «революции».......................................................................46
4.1 Канада и Мексика................................................................................................................... 47
4.2 Китай........................................................................................................................................ 48
4.3 Евросоюз................................................................................................................................. 50
4.4 Норвегия, Украина и Турция.................................................................................................. 55
4.5 Австралия, Африка и Южная Америка................................................................................. 57
5. Спонсоры экспорта «сланцевой истории»..........................................................59
5.1 Основные бенефициары
теории «сланцевой волны»................................................................................................... 60
5.2 Основные исследования и прогнозы.................................................................................... 62
5.3 К каким решениям подталкивают Россию............................................................................ 67
«СЛАНЦЕВАЯ РЕВОЛЮЦИЯ»:
РЕАЛЬНАЯ УГРОЗА
ИЛИ МЕДИЙНАЯ КАМПАНИЯ?
С о д е р ж а н и е

107996, Россия, г. Москва, ул. Садовая - Черногрязская, д.8, стр.1, тел.: (495) 607-5055, 607-5016
www.energystate.ru e-mail: info@energystate.ru
Фонд национальной энергетической безопасности 3
«Сланцеваяреволюция»:реальнаяугрозаилимедийнаякампания?Сентябрь2013г.
ВВЕДЕНИЕ
Впоследний год идет агрессивное продвижение темы триумфального шествия по пла-
нете сланцевой революции. Успехи США по наращиванию физических объемов до-
бычи газа из сланцевых залежей в последние несколько лет привели к отказу от импорта
крупных объемов СПГ. А планы американских компаний строить собственные мощности
по сжижению и экспорту газа используются для достижения тактических и стратегических
целей. В том числе в интересах игроков, заинтересованных в реструктуризации и/или
переделе активов и сфер влияния в российской газовой отрасли. Масштабная кампа-
ния ведется без должного анализа самого феномена сланцевой индустрии, реального
положения дел на рынке газа в Соединенных Штатах и Северной Америке в целом, а
также влияния этих процессов на глобальный рынок газа и позиции России на нем.
Основными элементами предлагаемой спонсорами сланцевой кампании являются
следующие тезисы:
• В ближайшие десятилетия потребление газа в мире будет расти, но «золотая
эра газа» наступит только для производителей нетрадиционного газа.
• США станут одним из крупнейших экспортеров СПГ, «газовой сверхдержавой».
• При помощи сланцевого газа США получат доступ к дешевой электроэнергии и
смогут резко нарастить производство сланцевой нефти, отказавшись к 2030 году от
импорта нефти и тем самым столкнув лбами Россию и арабских производителей.
• Россия уже проиграла борьбу за мировой энергетический рынок – ей лучше не
вкладывать средства в новые проекты, так как она просто зря потратит деньги.
• «Газпром» проспал «сланцевую революцию» и вскоре станет ее жертвой, Рос-
сии нужно отменить монополию на экспорт газа, а лучше провести разделение
«Газпрома».
• Начнется активный экспорт и развитие технологий добычи нетрадиционного
газа, в связи с чем Европа, Китай и другие регионы получат возможность уве-
личить собственную добычу и отказаться от импортного газа. В итоге расцвет
газа как топлива произойдет, но без участия ненадежных с точки зрения США
экспортеров, таких как Россия, Иран и Венесуэла (хотя две последние страны и
так в силу разных причин вообще отрезаны от газового рынка).
Активизация этой кампании происходит на фоне огромных проблем в развитии
сланцевой индустрии в Соединенных Штатах и фактического отсутствия каких бы то
ни было позитивных результатов в попытке добычи сланцевого газа в других регионах
мира, включая Канаду.
В США отрасль развивается по законам финансовой пирамиды или, если угодно,
пузыря. Затраты на разработку не окупаются, а неконтролируемый рост добычи привел
к обвалу цен на рынке и усугублению проблем производителей с ликвидностью, которые
имели место и при более благоприятной ценовой конъюнктуре. Кроме того, по мере
изучения сланцевых залежей пришлось существенно пересмотреть оценку ресурсной
базы, что ставит под вопрос один из постулатов сланцевой кампании об обеспеченности
Соединенных Штатов ресурсами газа на 100 лет и более. А сланцевая «революция» может
закончиться так же быстро, как и началась, оставив после себя новые незагруженные
мощности по производству СПГ. Подобно этому недавние неточные прогнозы относитель-
но падения добычи газа в США привели к тому, что на американских берегах построены
простаивающие ныне регазификационные терминалы мощностью более 140 млн т в год.

1. ГАЗОВЫЙ РЫНОК СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ
Северная Америка остается практически полностью самодостаточным и замкнутым
газовым рынком, главную скрипку на котором играют США – крупнейший в мире
производитель и потребитель этого вида топлива. За последние 10 лет добыча газа
в Северной Америке выросла на 16% (около 120 млрд кубометров), потребление все
время было в роли догоняющего, но к концу 2012 года даже опередило прирост добычи
(124 млрд кубометров).
Баланс газа в Северной Америке, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Добыча 753,4 767,4 786,4 790,7 805,9 849,4 874,9
Потребление 755 793,6 798 791,3 825,4 842,7 879,3
Экспорт 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8
Импорт 14,3 21,8 13,2 15,7 17,6 12,9 7,9
Профицит/
Дефицит 10,8 -5,8 0,5 14,2 -3,7 17,8 2,5
Источник: US EIA, NEB (Canada)
Баланс экспортно-импортных операций остается скудным. СПГ не играет существен-
ной роли в газоснабжении. С 2003 по 2007 год, когда США интенсивно строили мощности
по приему сжиженного газа, ожидая снижения собственной добычи, объемы импорта
выросли на 50% до 22 млрд кубометров, но потом достаточно быстро вернулись к тра-
диционным показателям, а в 2012 году объемы чистого импорта в Северной Америке
рухнули до 7 млрд кубометров (менее 1% рынка).
Соединенные Штаты полностью доминируют в газовой сфере региона. На протяжении
10 лет они формируют 81‑84% североамериканского рынка (с точки зрения потребления).
А вот их роль в сфере добычи еще более возросла с 71% в 2003‑2007 годах до 77%
в 2012-м. В то же время доля Канады в производстве газа существенно снизилась – с
23 до 17%. Потребление в Канаде почти не изменилось за последние 10 лет (рост ме-
нее 5% за декаду). Мексиканский рынок, напротив, достаточно динамично развивается

и прибавил более 45% с 2003 года. В то же время в Мексике наметилась тенденция к
спаду добычи, что в настоящее время компенсируется увеличением импорта из США,
где бум в разработке нетрадиционных месторождений привел к перепроизводству.
1.1 США
Как уже отмечалось выше, США за последние 5 лет совершили впечатляющий
рывок в сфере добычи газа, которая выросла за этот период на 135 млрд кубометров
(почти 25%), существенно опередив показатели Катара, который с 2007 года увеличил
добычу на 100 млрд кубометров, став крупнейшим в мире экспортером СПГ. При этом
за предыдущую пятилетку американская добыча прибавила всего 5 млрд кубометров.
Структуру добычи в Соединенных Штатах можно разделить на четыре основные
группы – традиционные месторождения газа на суше, куда мы включаем трудноизвле-
каемый (tight gas) и попутный газ, шельфовые разработки, а также два вида нетради-
ционных источника – метан из сланцевых залежей и газ из угольных пластов. Динамика
показателей этих групп существенно различалась в последние 10 лет. Добыча на море
обвалилась втрое, на 120 млрд кубометров. Традиционные месторождения росли до
2008 года благодаря разработке месторождения в штате Вайоминг, но после выхода
на пик добыча здесь начала снижаться. И в 2011 году вернулась к уровню 2003-го. В
прошлом году, за счет увеличения объемов добычи попутного нефтяного газа при из-
влечении сланцевой нефти, добыча немного выросла.
Добыча газа в США, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Традиционные
месторождения*
296,1 330 344 329,1 316,4 297,1 303,9
Шельф 184 123 107 108 102 85 61
Сланцевые
залежи
14,7 42,5 63,7 98,3 137,7 222,4 269,1
Угольный метан 48,1 50,4 56,4 48,7 47,9 48,4 47,3
Всего 540,7 545,9 571,1 584,1 604 648,7 681,1
* включая трудноизвлекаемый газ и ПНГ
Источник: US EIA

Из нетрадиционных ресурсов газ из угольных пластов дает стабильную отдачу в
размере 47‑48 млрд кубометров (с небольшим всплеском, который пришелся также
на 2008 год, когда цены на газ в США зашкаливали за 400 долл.). Итого за 10 лет все
месторождения кроме сланцевых к 2007 году снизили добычу на 25 млрд кубометров,
а к 2012-му – на 116 млрд кубометров (с 528 до 412 млрд).
Но за счет добычи газа из сланцевых залежей США удалось преодолеть эту тен-
денцию, компенсировать выпавшие объемы добычи на шельфе. За 10 лет добыча
сланцевого газа увеличилась на 254 млрд кубометров в год, из них 220 млрд кубоме-
тров – прирост в 2007‑2012 годах.
В региональном разрезе эта тенденция очень заметна. Крупнейшим производителем
газа стал Техас (добыча выросла со 140 до 180 млрд кубометров), на территории которого
расположены сразу несколько сланцевых залежей (Barnett, Eagleford) и значительные
мощности по добыче традиционного газа. Второе место заняла соседняя Луизиана с
наиболее продуктивной по состоянию на 2012 год сланцевой залежью Hayensville-Bossier.
А на третье вышла Пенсильвания, где расположена львиная доля добывающих скважин
самой большой и единственной динамично увеличивавшей в последние пару лет отдачу
сланцевой залежи – Marcellus.
Потребление газа в США по штатам,
млрд кубометров
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Прочие
Пенсильвания
Ф лорида
Луизиана
Нью-Йорк
Иллинойс
Калифорния
Техас

Всего на 7 штатов и на шельф Мексиканского залива приходится около 87% всей
добычи газа в США (без учета объемов, которые добываются на Аляске, но закачива-
ются обратно в пласт). Примерно половина всего газа в стране добывается в Техасе,
Луизиане и на шельфе залива. Однако в 2003 году здесь добывалось ровно две трети.
То есть за счет разработки сланцевых ресурсов идет постепенное расширение географии
добычи в США. За счет сланцевого газа удалось увеличить добычу в Техасе, Луизиане,
Пенсильвании и Арканзасе, а также поддержать ее на стабильном уровне в Оклахоме.
География потребления газа в США более обширна, но крупнейшим потребителем
является Техас, а в семерку наиболее газифицированных штатов входят также Луизиана
и Пенсильвания. Термин «динамичный рост потребления» применим только к Флориде,
где за 10 лет спрос вырос с 20 до 37 млрд кубометров. Рост потребления демонстриро-
вали также Пенсильвания и Нью-Йорк, которые находятся в зоне разработки Marcellus.
А в Техасе потребление даже немного снизилось (9%). Правда, в последние 5 лет спрос
в самом нефтегазовом штате Америки стал восстанавливаться, но на уровень 2003 года
так и не вышел. Второй крупнейший потребитель – Калифорния, которая находится
вдали от центров добычи, не демонстрирует заметного роста спроса.
Еще более любопытная картина складывается при рассмотрении динамики потре-
бления по отраслям. Фактически только в сфере электроэнергетики состоялся рост,
причем скачкообразный и на протяжении почти всех 10 лет, за исключением периода
рекордных цен 2008 года. В 2003 году газовые электростанции в США использовали
всего 145,5 млрд кубометров, в 2012-м – почти 260 млрд (80% роста). Более того, было
бы заблуждением считать, что газовый бум в электроэнергетике США продукт именно
роста добычи сланцевого газа. В 2003‑2007 годах, когда американский рынок еще был
довольно далек от сланцевой эйфории и готовился к импорту огромных объемов СПГ,
рост спроса со стороны электростанций составил почти 50 млрд кубометров. Безусловно,
падение цен на газ в 2012 году еще более подстегнуло процесс перехода ТЭЦ с угля
на газ (всего за 1 год потребление выросло на 44 млрд кубометров). Но этот всплеск
лишь упрочил долгосрочную тенденцию газификации электроэнергетики в Соединенных
Штатах.
Потребление газа в США по секторам, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Электростанции 145,5 193,8 188,9 194,7 209,3 214,6 258,8
Крупная
промышленность
202,5 188,5 189 174,7 193,4 195,6 201,1
Коммерческие
потребители
90,1 85,4 89,3 88,4 87,9 89,3 82,3
Домохозяйства 143,9 133,8 138,6 135,4 135,5 133,5 118,3
Технологические
нужды
48,5 52,3 52,9 55,1 55,5 56,9 59,7
Всего 630,5 653,8 658,7 648,3 681,6 689,9 720,2
Кроме того, выросло на 10 млрд кубометров потребление газа для технологических
нужд газопроводов, что логично в условиях роста объемов добычи и транспортировки.
Однако в остальных секторах общий тренд не очень утешительный. Объем потребле-
ния газа крупными промышленными предприятиями в 2012 году находился примерно
на уровне 2003 года. Правда, в первую 5-летку спрос в этом секторе снизился на 12%
(24 млрд кубометров). Поэтому можно говорить, что в период бурного развития сланце-
вой добычи промышленники отыграли это падение и сейчас активно строят планы по

развитию промышленных производств на основе ресурсов сланцевого газа в условиях
низких рыночных цен на газ.
Так называемые коммерческие потребители (мелкие компании, которые покупают
газ у территориальных газораспределительных организаций), а также домохозяйства
за 10 лет снизили объемы используемого газа. Коммерческие потребители – на 10%
(8 млрд кубометров), причем основной спад пришелся на 2012 год, когда цены на Henry
Hub были очень низкими. Сектор домохозяйств уменьшил потребление на 25 млрд кубо-
метров (17%). И пик падения (минус 15 млрд кубометров) также пришелся на прошлый
год. Что связано в первую очередь с ценовыми дисбалансами на американском рынке
между различными категориями потребителей.
В целом же можно констатировать, что рост спроса в США в последние 5 лет суще-
ственно отстает от динамики добычи. Если в 2003‑2007 годах потребление выросло на
23 млрд кубометров, а добыча всего на 5 млрд, то в 2008‑2012 годах добыча прибавила
140 млрд кубометров, а спрос – всего 66 млрд кубометров.
Такое поведение потребителей связано с различными механизмами ценообразования.
Если цены для электростанций, промышленности и газораспределительных компаний
движутся в едином коридоре со спотовыми котировками в Henry Hub с небольшим
спредом, то цена газа для розничных потребителей, во-первых, цены в разы дороже, а
во-вторых, изменяется гораздо медленнее, чем оптовые индексы.
Из тенденций можно отметить следующие: в 2003 году электростанции платили за газ
спотовую цену, но постепенно по мере увеличения потребления (а значит, и увеличения
транспортного плеча) средняя цена для энергетиков становилась выше, и в 2012 году
разница уже достигла 25%. Промышленники в среднем платят за газ на 8‑14 долл. до-
роже электростанций.
Кроме того, отметим, что 10 лет назад оптовая цена для газораспределительных
организаций (citygate) находилась на уровне крупной промышленности, а в 2008 году
была даже ниже цены для электростанций, но в последние четыре года она выше про-
мышленной на 20‑40 долл.
Розничная цена для домохозяйств в США вообще развивается по собственной тра-
ектории с большой инерцией к котировкам Henry Hub и даже к оптовой цене на входе
в сети низкого и среднего давления. С 2003 года существенно выросла разница между

спотом и розничной ценой в США. 10 лет назад она составляла 140 и 130 долл. соот-
ветственно, 5 лет назад – 210 и 190 долл., а в прошлом году – 280 и 210 долл.
Причиной тому являются большие расстояния транспортировки газа, налоги на по-
требление газа и высокая наценка региональных поставщиков.
Поскольку добыча газа в США в последние 5 лет росла более высокими темпами,
чем потребление, это отразилось на объемах импортно-экспортных операций. Поставки
газа из Канады снижались, в то же время экспорт на канадский и мексиканский рынки
рос. Но, несмотря на впечатляющий производственный рывок, США все же остаются
нетто-импортером природного газа. За декаду дефицит собственной добычи снизился
со 110 млрд кубометров до 39 млрд (63%).
Однако объем импорта газа из Канады снизился очень незначительно – всего на
14 млрд кубометров, но в то же время ощутимо, в 3,5 (20 млрд кубометров) раза, выросли
обратные поставки из США северному соседу. В результате чистый импорт из Канады
уменьшился на треть с 90 млрд кубометров до 56 млрд кубометров. Кроме того, на
8 млрд кубометров увеличились поставки в Мексику. От импорта сжиженного газа США
практически отказались. Регазификационные мощности на 140 млн т, большая часть
из которых была построена во второй половине 2000-х годов, стоят невостребованные
(уровень загрузки в 2012 году – менее 3%). При этом единственный на сегодняшний день
завод по производству СПГ, построенный еще в 70-х на Аляске, продолжает работать,
но объемы производства волатильны из-за необходимости ремонта и реконструкции.
Экспорт-импорт газа в США, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Импорт 111,7 130,5 112,9 106,3 105,9 98,3 88,7
Канада 97,4 107,2 101,7 92,7 92,9 88,3 83,8
Мексика 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0
СПГ 14,3 21,8 10 12,8 12,2 9,9 4,9
Экспорт 19,3 23,4 27,3 30,3 32,1 42,6 45,9
Канада 7,7 13,7 15,8 19,8 20,9 26,5 27,5
Мексика 9,7 8,3 10,4 9,6 9,4 14.1 17,6
СПГ 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8
Чистый
импорт
92,4 107,1 85,6 76 73,8 55,7 42,8

1.2 Канада и Мексика
Рынок газа Канады интегрирован с рынком Соединенных Штатов. Значительная
часть канадской добычи направляется по газопроводам в США. Более того, в последние
годы все больше американского газа поставляется в северо-восточные регионы Канады.
Добыча газа в стране за 10 лет снизилась на 26 млрд кубометров (15%), потребление,
напротив, выросло почти на 17% (13 млрд кубометров).
Газовый баланс Канады, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Добыча 173 174 167,3 157,8 150,9 150,8 146,3
Потребление 78 82,5 79 82,5 79 85,8 91
Экспорт 99,5 107,5 103,3 92,3 91,9 90,4 86,7
Импорт 7,7 13,6 15,9 20,7 22,7 31,3 30,3
Запасы 1603 1534 1671 1701 1690 1980 1720
Источник: NEB
К западным регионам отнесены газодобывающие провинции Альберта, Британская
Колумбия, а также Саскачеван, к восточным – все прочие.

Почти весь газ в Канаде добывается в двух расположенных на западе страны про-
винциях Альберта (69%) и Британская Колумбия (24%). При этом добыча газа в Альберте
падает (на 35 млрд кубометров за 10 лет), а в БК растет (плюс 10 млрд кубометров).
Падение добычи происходит на традиционных месторождениях и в залежах угольного
метана, в то время как рост отмечается из резервуаров с трудноизвлекаемыми ресур-
сами, а также из сланцевых залежей в Британской Колумбии.
Потребление в наиболее населенных восточных регионах Канады стагнирует на про-
тяжении последнего десятилетия и даже снизилось на 2 млрд кубометров по итогам
2012 года, несмотря на благоприятную ценовую конъюнктуру. Рост же наблюдается в
сфере использования технологического газа и потребления в Альберте и Саскачеване,
где идет активная добыча битумной нефти (нефтяные пески).
Импорт СПГ на единственный терминал Canaport, работающий с 2009 года, на восточ-
ном побережье стабилен (около 2‑3 млрд кубометров в год) и незначителен. С 2003 года
несколько снизился экспорт трубопроводного газа в США – на 13 млрд кубометров, в то
же время в восточные регионы Канады поставляется все больше газа с американского
рынка, который фактически выигрывает конкуренцию у «новых объемов» канадского
газа, которые могли быть добыты при более благоприятной ценовой конъюнктуре.
Если в 2003 году из 160 млрд кубометров, добывавшихся в Альберте и Британской
Колумбии, 36 млрд кубометров потреблялось локально, 100 млрд кубометров экспорти-
ровалось в США, а еще 24 млрд кубометров поставлялось в восточные регионы страны,
то в 2012-м на Западе было добыто 137 млрд кубометров, из них 46 млрд – местное
потребление, 86 млрд кубометров поставлялось в Соединенные Штаты и лишь 4 млрд
кубометров ушло на восток Канады. Это значит, что канадские газопроводы, построен-
ные для транспортировки сырья с запада на восток, простаивали.
Цены на газ в Канаде формируются на газовом хабе в Альберте (AECO), который
имеет примерно 10% дисконта к цене Henry Hub. Соответственно, при понижении цен
в США добыча новых объемов газа в Канаде (с целью заместить выпадающее коли-
чество и хотя бы поддержать уровень добычи) становится нерентабельной. При этом
себестоимость нового газа выше, чем в США, в силу удаленности от рынков сбыта и
более суровых условий добычи.
Традиционные ресурсы газа (без учета трудноизвлекаемых) в Канаде истощаются. По
предварительным оценкам, в 2012 году объемы добычи трудноизвлекаемого газа превы-
сили объемы обычного (60 млрд кубометров против 58 млрд). Потенциал дальнейшего
наращивания добычи трудноизвлекаемого газа почти исчерпан, по крайней мере, без
резкого роста инвестиций. А объемы обычного газа продолжат падать темпами 3‑5 млрд
кубометров в год. Добыча угольного метана Альберты (около 5% канадской добычи)
тоже снижается из-за дороговизны добычи.
Разработка сланцевых ресурсов в Канаде только началась. Пробуренные еще до дра-
матическог о падения цен на газ скважины в бассейне реки Хорн (Британская Колумбия)
позволяют добывать 3‑5 млрд кубометров. Дальнейшие инвестиции при нынешней конъ-
юнктуре нецелесообразны и в настоящее время приостановлены. Проблема канадских
сланцевых ресурсов в том, что известные в настоящее время залежи в бассейне Хорна
располагают исключительно запасами сухого газа, что не создает никаких дополнитель-
ных стимулов в условиях относительно высоких цен на жидкие газы (пропан-бутановые
фракции) и конденсат.

Среднесрочный прогноз добычи газа в Канаде на 2012‑2014 годы
при цене газа 4‑4,5 долл. за млн БТЕ, млрд кубометров
2010* 2011* 2012 2013 2014
Традиционный 67,7 63,4 58 56 51
Трудноизвлекаемый 58,2 60,6 60 60 58
ПНГ 13,3 13,7 15 15 15
Угольный метан 8,5 8 7,3 6,7 6,2
Сланцевый метан 3,2 5,1 5,1 6 5,4
Всего 150,9 150,8 145,4 143,7 135,6
* факт
Мексика, так же как и Канада, интегрирована с США в единый газовый рынок. Цены
на газ здесь регулируются государством (так как рынок монополизирован госкомпанией
Pemex), но привязаны к Henry Hub плюс расходы на транспортировку и маржа. В то же
время из-за дефицита газотранспортных мощностей возможности наращивания поставок
газа из Соединенных Штатов ограничены, а рост спроса в условиях снижения цен пре-
вышает возможности предложения. В результате на рынке наблюдается дефицит газа
и Pemex вынуждена применять ограничительные меры в отношении крупных промыш-
ленных потребителей, чтобы удовлетворить рост потребления со стороны домохозяйств.
Газовый баланс Мексики, млрд кубометров
2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Добыча 39,7 47,5 48 48,8 51 49,9 47,5
Потребление 46,5 57,3 60,3 60,5 64,8 67 68,1
Импорт 9,7 8,3 13,6 12,5 14,8 17,1 20,6
Экспорт 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0
Запасы 422 511 500 476 490 402 461
Собственная добыча в Мексике за 10 лет выросла на 8 млрд кубометров, но в послед-
ние 2 года снижается после пика 2010 года. Запасы газа на основных месторождениях в
стране оказались завышенными, в связи с чем падение добычи началось на несколько
лет раньше, чем прогнозировалось.
Потребление за декаду прибавило более 21 млрд кубометров. Разница компенсирует-
ся увеличением импорта из США (17 млрд кубометров, 70% рост за 10 лет) и закупками
СПГ (около 3 млрд кубометров).
Запасы газа в Мексике не позволяют рассчитывать на рост добычи газа, даже если
цены пойдут вверх. В то же время наблюдается стабильный добавочный спрос, поскольку
имеется неиспользованный потенциал замещения газом в энергетике дорогих нефти и
нефтепродуктов. Вопрос лишь в источниках поставок. В настоящее время реализуется
несколько газотранспортных проектов для увеличения импорта из США. Кроме того, три
терминала по приему СПГ позволяют утроить импорт сжиженного газа.
В обозримой перспективе потребности в импортном газе в стране будут увеличиваться.

2. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ
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 традици-
онными. 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 добыва-
лось 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 гидро-
разрыва (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 про-
чего, 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 по-
путного газа.
Источник: данные US EIA, расчеты ФНЭБ
Динамика добы чи сланцевого газа в США,
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

ОсновныесланцевыезалежиСША
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

В 2012 году начался процесс перевода буровых установок с газовых проектов на не-
фтяные. Объясняется это крайне просто – сланцевый газ на внутреннем рынке оставался
слишком дешевым, а вот неф 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 свидетель-
ствует, 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 го-
довых объемов по итогам прошлого года. Haynesville, который демонстрировал очень
высокие темпы роста в 2009‑2011 годах и является самым продуктивным месторожде-
нием 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 до-
быча 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

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
EIAснизила 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,
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
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 – ме-
нее 3%. Специалисты считают, что, даже по оптимистичным оценкам, только половину
технически извлекаемых ресурсов можно будет действительно извлечь, учитывая эко-
номические 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 зани-
мает 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 извле-
каемые – 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 кубоме-
тров. 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,
Добы вающие компании на Barnett в 2012 году,
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
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.
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. сква-
жин, 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 под-
готовке 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 куму-
лятивных 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 ку-
бометров 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 месторожде-
нии. 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 инве-
стициями 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 прово-
дится 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 про-
водить 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, опробован-
ные 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.
Добы ча 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 боль-
ше, 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 про-
дуктивных 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
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.
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: расположе-
но 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 место-
рождением США в 2012 году. Всего было добыто более 150 млрд кубометров.
По предварительным оценкам, технически извлекаемые ресурсы газа этой за-
лежи оценивались в 7 трлн кубометров, но были снижены до 2,1 трлн Доказанные
запасы – 30%.
Добы ча 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 эксплу-
атацию 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 вы-
сокий 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 кубоме-
тров. 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 со-
держат 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 за-
лежь 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 не-
большой 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,
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 исполь-
зование 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 терри-
тории 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 за-
висимости 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 буре-
ния 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 пробу-
рено 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).

«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания?

«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания?

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to «Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания?

Similar to «Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания? (20)

More from energystate

More from energystate (20)

«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная компания?