Эксперт Эксперт - Эксперт № 21 (2014) Страница 19

Прорыв инновационных малышей

Отцом сланцевой революции называют американца Джорджа Митчелла , который первым начал коммерческую добычу сланцев. Для того чтобы найти сочетание нескольких всем уже известных технологических методов, которое сделало бы эту добычу экономически эффективной, он потратил более двадцати лет своей жизни и изрядное количество денег инвесторов, терявших уже было надежду на их возврат. Научный руководитель Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН академик РАН Алексей Конторович рассказывал «Эксперту», что основные технологии, применяемые при добыче сланцевого газа и нефти, горизонтальное бурение, а также метод гидроразрыва пласта (ГРП), были разработаны в Советском Союзе еще в 1950–1960-е, и тогда же они проходили проверку в Восточной Сибири. При ГРП под действием подаваемой под давлением специальной жидкости (только на разработку ее состава Митчелл потратил на рубеже веков 6 млн долларов) в газо- и нефтенасыщенных породах происходит формирование трещин, которые обеспечивают больший приток добываемого сырья. В начале 1970-х известный советский геолог Фарман Салманов получил первый приток сланцевой нефти Баженовской свиты в Западной Сибири. Но ГРП и горизонтальное бурение широко у нас не использовались, газ и нефть добывали в хороших объемах и без этих технологий.

По-современному они были реализованы в США, и произошло это, рассказывает Татьяна Митрова, во многом благодаря тому, что добычей занялись маленькие независимые компании. Сланцевая революция стала прорывом «инновационных малышей», умевших проявлять и операционную, и технологическую гибкость. Именно они заложили базу американского сланцевого успеха — многократного роста в Соединенных Штатах добычи сланцевого газа: с 54 млрд кубометров в 2007 году до 319 млрд в 2013-м (тогда же весь российский экспорт, включая СПГ, составил около 230 млрд кубометров) — и LTO: с нулевой отметки в 2007 году добыча подскочила до 2,3 млн баррелей в сутки к 2013 году. Учитывая, что крупнейшие мировые поставщики, Россия и Саудовская Аравия, добывают сейчас около 10 млн баррелей в сутки, это был ошеломляющий инновационный технологический прорыв, совершенный в течение каких-то пяти-семи лет — мизерный срок с точки зрения выстраивания новых подотраслей энергетики.

Объяснений произошедшей революции несколько. В отличие от традиционных месторождений, этих своеобразных подземных емкостей, рассказывает Татьяна Митрова, газонефтеносные сланцевые формации, или плеи, конечно же при известном упрощении, представляют собой своеобразные губки, заполненные пузырьками углеводородов и располагающиеся на небольшой глубине на огромных площадях, на которых можно начинать разбуривать фактически где угодно. Но у сланцевых промыслов в отличие от традиционных, где добычу можно вести десятилетиями, короткий жизненный цикл, продуктивность скважин резко падает в первый же год, и они вырабатываются почти до нуля в течение трех лет. Для поддержания добычи на достигнутом уровне требуется все новое и новое бурение. Это фактически производственный процесс, определяющий принципиально другой характер сланцевого бизнеса, нежели у традиционных нефтегазовых компаний. Другое его отличие — беспрецедентная для отрасли гибкость: при ухудшении конъюнктуры бизнес можно быстро свернуть, и наоборот, если цены на сырье подскочили, немедленно начать бурить новые скважины. Важное преимущество США заключается еще и в развитой инфраструктуре трубопроводного транспорта, к которой любой производитель может легко подключиться. Способствовало успеху и благоприятное земельное регулирование, когда любой фермер благодаря роялти заинтересован в том, чтобы горизонтальные шурфы бурились именно под его землями, даже если сама скважина располагается не на его территории: по американскому законодательству все, что находится под (и над) частной землей, принадлежит ее собственнику. Исключительно либерально и американское экологическое регулирование, касающееся сланцевой добычи; по крайней мере, оно не содержит невыполнимых нормативов и дорогостоящих требований. Широкое использование гидроразрыва пласта в значительной мере подтолкнуло принятие закона, когда ГРП оказался вне юрисдикции американского Агентства по охране окружающей среды, что было бы совершенно невозможно в европейских странах.

На привлекательный рынок стали было приходить нефтегазовые транснационалы, скупая активы небольших и средних добывающих фирм и лицензии на разработку площадок, но то, что было рентабельно для гибких «малышей» (сейчас среди них есть уже и компании стоимостью в миллиарды долларов), оказалось невыгодно крупным корпорациям. По словам Светланы Мельниковой, в итоге целый ряд представителей крупнейших компаний — Chesapeake, Devon, BP, BHP, Encana — списал за последние годы не оправдавшие надежды активы на 35 млрд долларов. В итоге сланцевые рынки остаются полем деятельности небольших и средних фирм. Добыча только одного сланцевого газа к 2015 году будет обеспечивать около 1,5 млн рабочих мест, а к 2035 году — 2,4 млн.

Ситуация на американском энергосырьевом рынке кардинально изменилась: существенно — с 476 млн тонн в 2007 году до 327 млн тонн в 2012-м (это 60%  общего российского экспорта этого сырья!) упал импорт нефти, рассказывает Светлана Мельникова. Дешевый из-за затоваривания газ (в первой половине 2012 года он торговался на американской бирже Henry Hub фактически по себестоимости — 70 долларов за 1000 кубометров) подтолкнул американских энергетиков больше использовать газовые электростанции в ущерб угольным. Несмотря на отсутствие собственно экспорта из США, мировые энергетические гранды испытали болезненные потери: катарский СПГ пришлось развернуть от США в сторону Европы, туда же пошли избытки американского энергетического угля, в результате чего уровень загрузки газовых станций снизился с 55–60% до 25–30%.

С экспортом же собственно североамериканского газа, казавшегося столь привлекательным при цене в Европе, превышающей 400 долларов за 1000 кубометров, ничего значительного не выходит. Во-первых, американское законодательство еще с 1938 года запрещает вывоз газа и нефти из страны, и каждый случай лицензионного прошения рассматривается отдельно. В итоге выданные властями США американским компаниям лицензии по пяти проектам позволят начать поставлять до 70 млрд кубометров СПГ — это примерно десятая часть потребляемого Европой газа — только к 2020 году. Но к приему замещающего тот же российский трубопроводный газ СПГ пока не готова инфраструктура ряда стран, причем таких емких по рынку, как Германия. Но главное, почти весь будущий СПГ из США уже законтрактован в более «дорогую» Азию. Тем более что цены на сланцевый газ отыграли свое, и в 2013 году на той же Henry Hub 1000 кубометров уже стоила около 130 долларов, а согласно многим прогнозам, говорит Светлана Мельникова, внутренняя цена Henry Hub к 2016 году окажется выше 200 долларов, и его поставки в ту же Европу уж явно не будут казаться столь интересными, как два года назад. Очевидно, что не может быть речи и о масштабных поставках нефти из США. На весь обозримый срок огромное внутреннее потребление (к 2040 году около 800 млн тонн) оставит страну нетто-импортером. Это не означает, впрочем, что выдавливание части импорта собственным сырьем никак не отразится на рынке нефти в целом: ведь если в 2012 году в США добыли около 100 млн тонн нефтяных топлив, то, согласно «Прогнозу-2014», к 2040 году этот показатель может стабилизироваться на уровне 500 млн тонн. Такое усиление США приведет к серьезным геополитическим изменениям.

Кто опаснее сланца

Таким образом, сланцевые углеводороды, безусловно, повлияют на российский экспорт, предупреждают ученые, однако не скажутся на нем критическим образом. Но даже без сланцевых сценариев ожидаемое снижение выручки от экспорта газа и особенно нефти существенно уменьшит их вклад в ВВП страны. Сланцевая опасность усиливается сочетанием с дешевым предложением сырья новыми производителями и стагнацией уровня добычи нефти в самой России. Как раз об этом говорит сценарий «Новые производители». Нефтедобыча в Бразилии к 2040 году может достичь 320 млн тонн, Ирак мог бы начать добывать даже 670 млн тонн уже к 2020 году, но более реальная цифра — 425 млн тонн, и при небольшом внутреннем потреблении это означает, что почти вся она может быть выброшена на внешний рынок. Небольшой пока из-за запретительных санкций вклад Ирана может вырасти до 265 млн тонн уже к 2020 году.

Похожая картина, совсем далекая еще от недавних предсказаний о скором закате нефтегазовой отрасли, и на газовом рынке. Иран может производить 370 млрд кубометров очень дешевого газа, точка безубыточности добычи которого находится на отметке около 45 долларов за 1000 кубометров, что почти в десять раз меньше цены газа и на европейском, и на азиатском рынках, по отношению к которым Иран в придачу очень выгодно географически расположен. Схожие с Ираном цифры дает и Катар, по сути, делящий с Ираном одно огромное месторождение, которое по извлекаемым запасам больше нашего Уренгойского в два с лишним раза. Эта крошечная страна может поставлять на рынок до 285 млрд кубометров газа. Огромные месторождения, сопоставимые с российскими, имеет небольшая Туркмения. Если она решит проблемы с сернистостью газа, то сможет поставлять в Китай, с которым ведет совместный проект, до 150 млрд кубометров. Еще один потенциально крупный поставщик — Австралия. Страна усиленно, не считаясь с затратами на преодоление проблем, связанных с более сложной геологической структурой и решением экологических задач, выстраивает шельфовую инфраструктуру в кластере North-West Slope и потому заинтересована в сохранении цен, близких к высоким европейским, планируя поставлять к 2040 году свыше 175 млрд кубометров в год.