«Сланцевая революция» в мире: как не запутаться в цифрах. Сланцевая нефть рентабельность


Насколько сланцевая нефть хуже обычной? Смотря что считать «обычной»

Вопросы экономической рентабельности сланцевой добычи — популярная тема для обсуждения. Но для развития человечества необходима не прибыль, а энергия. Важно, чтобы для получения самих энергетических ресурсов этой самой энергии тратилось не так уж много. Предлагаем оценку энергетической рентабельности сланцевой добычи.

Не секрет, что разработка сланцевых запасов в некоторых случаях определяется не только экономическими, но и политическими соображениями. Польша, Китай, некоторые другие страны, несмотря на более чем скромные успехи и сомнительную экономическую рентабельность, по-прежнему стремятся развить у себя подобную добычу энергоресурсов. В США вроде бы экономика добычи сланцевых запасов пока положительная, но и здесь долларовая накачка помогла ускорить темпы развития сланцевой отрасли.

Так или иначе, экономические перекосы в наше время не редкость, и в производстве энергоресурсов (где велика геополитическая составляющая) это встречается сплошь и рядом. Но деньги сами по себе не так важны, ведь основное назначение добычи углеводородов — получать энергию, а не деньги. Поэтому тем важнее проводить оценки энергетической рентабельности добычи (EROEI или Energy Return on Energy Investment) — какое количество энергии нужно затратить, чтобы получить единицу «новой» энергии в виде сланцевых нефти или газа.

Часто бытует мнение, что сланцевая добыча энергетически нерентабельна — то есть на получение сланцевых нефти и газа приходится потратить сопоставимый объём энергии. На самом деле приемлемый уровень энергорентабельности для любой добычи ископаемых энергоресурсов, как считается, находится в районе пяти — то есть, затратив одну единицу энергии, мы получим 5 единиц на выходе. Если же выход энергии меньше, то уже могут начаться проблемы. Это связано с тем, что самые разнообразные косвенные расходы по транспортировке и конвертации энергии для конечного потребителя также съедают часть энергии.

Расходы на добычу — это расходы на дизтопливо

Для сланцевой нефти, как известно, важную роль играет интенсивное бурение скважин. Буровые машины работают на дизельном топливе, поэтому расходы на «дизель» — это ключевая графа в энергозатратах при бурении на сланцевую нефть или газ. Да и транспортировка оборудования — это тоже работа грузовиков. Есть и другие затраты, хотя их доля невелика, — об этом ниже.

А пока — модельный пример, чтобы описать суть. Допустим, вы смонтировали буровую и хотите пробурить скважину и добыть нефть. На бурение и ввод скважины истратили 100 тонн дизельного топлива и потом добыли 2000 тонн нефти. Получается, что 5% от добычи вы потратили на саму добычу и ваша «полезная» добыча — 1900 тонн нефти. Коэффициент EROEI как раз и определяет это соотношение и записывается с помощью перевода тонн дизеля и нефти в энергетические единицы (джоули): EROEI = энергетическая добыча/энергетические расходы. В нашем примере это запишется примерно так: 82 тераджоуля/4,1 тераджоуль, то есть EROEI = 20. Если же вы потратите 100 тонн дизеля и добудете 100 тонн нефти, то полезной добычи не будет, EROEI = 1 (4,1/4,1), и такую нефть лучше вообще не добывать. Для наглядности лучше использовать доли в процентах. В первом случае 100% — вся добыча и 5% — расходы (95% полезной добычи), во втором 100% — добыча и 100% — расходы (0% полезной добычи).

EROEI можно считать по-разному. Можно на скважине — то есть в расходах учитывать только расходы на добычу. Можно считать EROEI у потребителя — в этом случае добавятся расходы на инфраструктуру месторождения, транспорт нефти и нефтепереработку.

Мы попробовали оценить EROEI сланцевой нефти на скважине — так как именно на этом этапе и находятся основные отличия от «традиционной» добычи.

И взяли для примера американское месторождение Bakken, расположенное в Северной Дакоте. Американские статистические ведомства предоставляют достаточно точную информацию по затратам топлива в каждом штате. В какой-то момент, одновременно с ростом сланцевой добычи, началось и увеличение спроса на дизтопливо в Северной Дакоте. Кроме того, зная затраты труб и цемента на скважину (250 и до 600 тонн), а также энергетические затраты на производство стали и цемента (21 и 3,4 ГДж на тонну), можно оценить и энергозатраты на эти компоненты. Анализировался 2011 год, так как пока только для него есть все необходимые данные.

Ещё один важный момент. В 2011 году было пробурено около 1000 скважин, расходы на них — в знаменателе. Но в числителе — не полученная за 2011 год энергия (в виде нефти) от всех новых и старых скважин, а накопленная добыча — ожидаемая добыча нефти за всё время жизни этих 1000 скважин.

Это важно: если мы возьмём данные по производительности в текущем году, то исказим картину. Данные по накопленной добыче в различных источниках несколько отличаются, поэтому мы специально взяли оценку, ближе к минимальной (260 тыс. баррелей на скважину), чтобы случайно не завысить значение EROEI. И вот что у нас получилось:

Числитель — накопленная за всё время жизни добыча пробурённых в 2011 году скважин (260'000'000 баррелей). То есть в числителе добыча для скважин, пробурённых за год (1000 шт.), в знаменателе — все энергетические расходы на эту самую добычу (ввод 1000 скважин). Подавляющая доля расходов — это дизтопливо (86%).

Разделив 1560 на 55 получим EROEI = 28 (то есть соотношение 28 к 1), что означает: на единицу энергетических затрат пришлось 28 единиц энергетического дохода. Если перевести в доли: от 100% добытой энергии 3,6% (100/28) пошло на саму добычу.

Для сравнения, на волне запуска лучших месторождений в конце XIX — первой половине XX века EROEI добычи превышал 100. Фактически энергозатратами на саму добычу можно было пренебречь. Ещё бы — пробурил скважину — получил нефтяной фонтан. Но сейчас ситуация изменилась. Хороших месторождений почти не осталось. На истощённых старых традиционных месторождениях — вовсю бурятся горизонтальные скважины и применяется гидроразрыв, как и при сланцевой добыче. То есть каких-то качественных отличий от сланцевой нет, и потому EROEI на старых традиционных месторождениях не будет сильно отличаться от EROEI «сланца».

Так или иначе, EROEI = 28 — это очень хороший показатель. И строго говоря, — не так важно EROEI = 28 или 100 (1% или 3,6% энергии тратятся на добычу). Только на нефтепереработку нужно 10% от полученной энергии. То есть расходы, например, на добычу + нефтепереработку для традиционного месторождения составят 11%, для нетрадиционного — 13,5%.

Да, конечно, что-то мы могли не учесть в своих расчётах. Но принципиально это ситуацию не изменит, пусть даже EROEI у скважины составит 20. Основное — особенности темпов бурения и качество запасов — учтены.

Насколько традиционные месторождения лучше?

Всё это выглядит настолько оптимистично для сланцевой нефти, что, конечно, захотелось себя перепроверить. Каким образом? Логично это сделать путём сравнения с традиционными месторождениями. То есть оценить, сколько скважин бурится на «обычных» месторождениях и какую добычу они обеспечивают. К сожалению, подробных данных по обычным месторождениям мало. Но кое-что удалось найти.

Вот оценки по двум гигантским месторождениям. Заметим сразу, что это — лучшее, что есть (точнее, было на планете) по качеству запасов, а месторождения такие в мире в общем-то на счёт. Это Прадхо-Бей на Аляске или же российский Самотлор. На Самотлоре за 40 лет добыто около 18 млрд баррелей и пробурено 18 тысяч скважин, то есть около миллиона баррелей на скважину, на Прадхо-Бей ситуация похожая. То есть на Самотлоре и Прадхо-Бей средняя скважина выдала около 1 млн баррелей за всю историю эксплуатации. Ясно, что сначала качество запасов было лучше, потом — хуже.

А что со сланцевой нефтью? Средняя накопленная добыча для скважины Баккена составляет 250–400 тысяч баррелей (по разным данным) за всё время эксплуатации.

То есть самый важный параметр — накопленная добыча — отличается лишь в 2,5–4 раза. Соответственно и бурить надо в 2,5–4 раза больше. Для тех же результатов. Но и сами скважины в 2 раза длиннее (3 км вниз + 3 км горизонтального ствола). Ещё одна деталь, связанная с накопленной добычей. Сланцевую добычу часто критикуют из-за быстрого падения дебитов (производительности) скважин. Но, строго говоря, это не так важно. Важна именно накопленная добыча за всё время жизни скважины, а какова была динамика этой добычи — падала ли она быстро с высоких значений или медленно с низких — не имеет никакого значения.

Но новых супергигантов уже нет. И если тот же Прадхо-Бей на Аляске в начале своей разработки (1980-е годы) давал 1,6 млн баррелей нефти в день, то сейчас — всего 0,2 млн баррелей. Не исключено, что новые традиционные месторождения «попроще» будут показывать и худшую накопленную добычу. А на старых качественных, но истощённых месторождениях приходится применять всё тот же гидроразрыв и горизонтальное бурение. Для примера: горизонтальный ствол уже перестал быть экзотикой для месторождений России, а, например, «Роснефть» на гигантском и старом (разрабатывается с 1981 г.) месторождении «Приобское» вводит всё новые скважины с ГРП. И это без учёта того, что эти месторождения находятся в труднодоступных условиях. И когда наши нефтяные компании рапортуют о низкой себестоимости добываемой нефти даже на старых месторождениях (хотя и она уже растёт), нужно понимать, что значительная часть капитальных затрат — это советское наследство.

Означает ли это, что наши запасы в результате не имеют никакого преимущества перед, скажем, американскими?

И да, и нет.

Главный вопрос — велики ли запасы сланцевой нефти?

С одной стороны, наше конкурентное преимущество действительно снижается. На старых месторождениях — ситуация по затратам близка к «сланцевой» добыче. А для разработки новых удалённых месторождений нужны огромные инвестиции для освоения (а это и экономическая, и энергетическая рентабельность), даже если собственно бурения там меньше. Плюс расходы на доставку. А у сланцевой нефти, как мы видим, с энергорентабельностью пока не всё так плохо.

Но со сланцевой нефтью есть ещё одна деталь. Пока в США всего два таких (где добыча оправдана) гигантских нетрадиционных месторождения нефти — Bakken и Eagle Ford. И всё. При этом высокая степень геологической изученности в Соединённых Штатах говорит в пользу того, что новых таких открытий уже не будет. Другое дело, что на самом месторождении Bakken есть несколько пластов. И если несколько лет назад основная добыча шла с пласта «Средний Bakken», то сегодня почти треть новых скважин с верхнего пласта Three Forks (а всего их там 7).

Хотя формация и называется «сланцевой», она содержит много пластов, и сланцы — лишь два из них. Ещё 7 являются несланцевыми (напр. песчаники, доломиты). Именно оттуда нефть и добывается, поэтому нефть Bakken и Eagle Ford — строго говоря, не сланцевая, этот термин мы используем, как наиболее распространённый. А нетрадиционной она зовётся из-за того, что коллектор (твёрдая нефтеносная порода) плохо пропускает через себя нефть. Более точный и удобный термин для неё — нефть низкопроницаемых коллекторов.

Вот, кстати, как примерно выглядит «план» по разбуриванию этого месторождения.

Сланцевая формация Bakken. Размер каждого квадратика = 1,6 × 1,6 километра. Чёрные линии — стволы скважин. Теперь можно представить распределение скважин (одна/две на 5,1 квадратных километра) и их длину (3 километра).

Что с месторождениями сланцевой нефти в мире — остаётся вопросом. И от этого во многом зависит, каким будет нефтяное предложение в ближайшие десятилетия.

www.nalin.ru

как не запутаться в цифрах: mirvn

Многих интересует вопрос об успехах и неудачах добычи "сланцевых" углеводородов за пределами США, в рунете об этом, можно сказать, ничего нет. В итоге, совместно с Александром Собко obkos, написали для журнала "Однако" статью о ситуации в мире.

Цель настоящего материала — не только ознакомить читателя с состоянием сланцевой добычи за пределами США. Не менее важно обсудить основные параметры газодобычи, что позволит в дальнейшем легче ориентироваться в обилии на первый взгляд несвязанных друг с другом цифр, которые предоставляют нам новостные агентства.

На углеводородную «тройку» (нефть, газ, уголь) по-прежнему приходится 87% от суммарного энергопотребления человечества. Несмотря на все усилия по диверсификации используемых видов энергии, «атом», гидроэнергетика и возобновляемые источники (ВИЭ) предоставляют оставшиеся 13%. Но «тройке» всё сложнее исполнять свои обязательства — добыча углеводородов становится все дороже как экономически, так и энергетически. А альтернативная энергетика до сих пор находится в зачаточном состоянии и составляет 2% от мировой первичной энергии. Атомная энергетика пока не оправдывает возлагавшихся на нее надежд: максимум доли в мировом энергобалансе от «атома» пришёлся на 2002 год с 6,8% и тех пор доля АЭС снизилась до 4%. То есть, светлое будущее, в котором господствует электричество с атомной и возобновляемой электрогенерацией вновь скрывается от нас за горизонтом нескольких десятилетий. Получается, хотим мы того или нет, дефицит растущего энергопотребления надо чем-то заполнять и, судя по всему, придётся это опять делать углеводородам. Но легкие в добыче углеводороды тоже заканчиваются.

«Сланец» против «атома»: десятилетия за три года

Вот почему несмотря на все издержки (дороговизна и др.) «сланцевый» проект все же реализуется — пока в США, но продолжить его хотят и другие страны. На сегодня сланцевые газ и нефть это уже 10% и 5% от мировой добычи природного газа и нефти, хотя добываются они только в Северной Америке и всего несколько лет. Любопытный факт: в 2013 году доля «сланцев» примерно сравнялась с долей атомной энергетики (которой — уже несколько десятилетий) в мировом энергобалансе и составила около 4% (атомная энергия посчитана через тепловую).

Экономика и энергетика сланцевой добычи в США ранее уже рассматривались нами на страницах «Однако». В настоящем материале предлагается обсудить перспективы сланцевой добычи в мировом масштабе, основываясь на том понимании, которое появилось после изучения американской сланцевой добычи.

Энергетическая рентабельность сланцевой добычи по-прежнему остается предметом горячих споров. По ряду оценок (для США) она выглядит вполне прилично, и в некоторых случаях даже лучше, чем для традиционной добычи(1, 2(2), 3). Впрочем, такой парадокс наблюдается только в США. Это связано с тем, что традиционные месторождения нефти и газа в Штатах истощены, и их «остатки» настолько некачественные, что на этом фоне «сланец» оказывается более выгодным мероприятием. Всё это привело к тому, что на сегодня доля сланцевых углеводородов составляет около 45% от нефтегазовой добычи США. Но не следует забывать, что здесь «сланцам» помогло то, что в наследство от традиционной добычи им досталась вся добывающая и транспортная инфраструктура, а также важные геологические данные от столетней истории интенсивной нефтегазовой добычи в США. Именно поэтому в других регионах мира сланцевый успех Штатов повторить будет достаточно сложно, даже в случае сходных геологических условий. А они в большинстве случае выглядят хуже, хотя и не всегда (подробней об этом ниже).

Но какой бы не была энергетическая рентабельность сланцевой добычи, этот спор в любом случае пока носит академический характер. Конечно, не исключено, что через пару десятилетий, когда энергетический голод будет еще более актуальной проблемой, именно на энергетическую рентабельность будет ориентироваться человечество, отбросив финансовые «перекосы». Пока же все компании в мире по-прежнему ориентируются на рентабельность экономическую. Поэтому, говоря о сланцевой добычи в среднесрочной перспективе, именно этот показатель придется брать в расчет. Кроме того, подсчет энергетической рентабельности не так очевиден, как подсчет экономики проекта. В идеале, эти два подхода должны дополнять друг друга.

Сланцевая добыча в США как модельный пример

К слову сказать, экономика сланцевой добычи тоже часто бывает предметом споров. Компании, заинтересованные в росте котировок своих акций, склонны приукрашивать свои успехи в добыче и занижать себестоимость. Еще одним «финансовым» фактором, способным заметно скорректировать цену (но уже в сторону повышения), являются отчисления владельцам земли, на которой проводится добычи. Оба примера фактически отражают ту «сланцевую лихорадку», с которой столкнулись Штаты в последние годы.

Но чтобы оценить экономику того или иного сланцевого проекта с приемлемой степенью достоверности необходимо сравнить два показателя: доходы, то есть выручку от продажи полученного газа и расходы, где значительную долю составляют расходы на бурение и обустройство самой скважины.

Для примера, возьмём месторождение Марселлус — самое рентабельное в США. Стоимость бурения скважины c проведением гидроразрыва пласта (ГРП) оценивается в 5 млн долл. При этом газа (метан) со скважины в среднем удается получить около 60 млн кубометров (этот ключевой показатель в дальнейшем мы будем называть «накопленная добыча», или EUR — в иностранной литературе), т.е. в нынешних ценах (170 долл. за тыс. кубометров) примерно на 10 млн долларов. Если взять цены 2012 и 2013 годов, то получится 5,7 млн и 7,8 млн долларов. Конечно, остается еще масса других расходов, но если стоимость полученного газа не окупает затраты на бурение (такие примеры мы увидим ниже), серьезно рассматривать добычу на таких месторождениях не приходится.

Кроме того, на некоторой части месторождения Марселлус есть и «жирный» газ — помимо обычного газа из скважин поступает газоконденсат (этан-пропан-бутан) и конденсат (пентан и выше) которые можно выгодно продать по ценам $40-115 за баррель — стоимость фракций C5+ по цене не сильно отличается от нефтяных котировок. И если такого конденсата на месторождении много, то в некоторых случаях это позволяет окупать добычу лишь на продаже газоконденсата, не сильно задумываясь о ценах на собственно природный газ. В газоконденсатном окне Марселлуса добываемый газ содержит до 2,7 барреля конденсата на 1000 кубометров, а с лучших скважин удается заработать на конденсате до 16 млн долл. В том числе и поэтому на Марселлус приходится половина всей американской добычи сланцевого газа.

Однако, далеко не все месторождения так хороши, даже в США. Если на Марселлусе глубины порядка 2,3 км и есть газоконденсатное окно, то в Хейнесвилле всё по-другому. Глубина скважин здесь уже около 4 километров. А это приводит сразу двум трудностям: во-первых, стоимость бурения скважины резко возрастает (как минимум — пропорционально увеличению длины вертикального ствола). Во-вторых, газоконденсаты на таких глубинах уже не встречаются, а значит — дополнительную прибыль здесь не получить. Поэтому, несмотря на то, что скважины Хейнесвилля показывают лучшую в США накопленную добычу, производство газа здесь падает, а буровые с месторождения сбежали в более выгодные регионы (сейчас это — в основном добыча "сланцевой" нефти).

Итого, при оценке мировых перспектив сланцевой добычи нужно обращать внимание на следующие параметры:

1) накопленная добыча скважины за все время жизни;

2) цена на газ и др. продукты добычи в данном регионе;

3) глубины залегания сланцевых пластов, что, во-первых, влияет на стоимость бурения, а во-вторых определяет наличие или отсутствие сопутствующего конденсата;

4) Кроме того, даже при равных глубинах, стоимость бурения скважины различается от региона к региону и всегда значительно выше, чем в США. Это связано с различиями в развитости инфраструктуры, рельефе местности и др. параметрах.

И еще одно замечание. К сожалению, в настоящее время параметры накопленной добычи посчитаны и даже замерены, но только для США. Это связано с тем, что в других регионах сланцевая добыча только началась. Поэтому часто оперируют начальным дебитом (т.е. производительностью) скважины. Это параметр в первом приближении позволяет оценить качество конкретной скважины. В то же время, по этим данным не всегда легко достаточно достоверно оценить накопленную добычу. Ведь все зависит от того, как быстро будет снижаться производительность скважины. Тем не менее, в данном материале мы позволили себе представить оценки накопленной добычи некоторых скважин за пределами США на основе данных об их начальных дебитах и с учётом имеющихся профилей добычи сланцевых скважин в США (мы взяли самые плохие профили, чтобы получить наиболее пессимистическую оценку). А теперь, на основании вышеописанного подхода, обсудим мировые перспективы сланцевой добычи газа.

Великобритания: очень и очень не скоро

У Великобритании с газом, как известно, последнее время проблемы. То Катар не продаёт, то зима холодная, и при всём этом год за годом собственная добыча углеводородов падает. Поэтому сланцевые амбиции звучат в речах вплоть до премьер-министра. Однако сланцевый вопрос Великобритании до сих пор политически не решён и, то, что даже разведка идёт крайне медленными темпами, говорит о том, что в обозримом будущем никакой реальной добычи здесь не предвидится. По данным британской геологической службы, разведочные скважины на сланцевый газ можно считать по пальцам одной руки:

Никаких данных о начальных дебитах, разумеется, пока нет, поэтому и данные по геологическим запасам сланцевого газа обсуждать не имеет смысла, ведь найти сланцевый газ не является особой проблемой, проблема — удастся ли его добыть с приемлемыми издержками.

Польша: в разы хуже, чем в США

Польша уже пробурила несколько скважин, но результаты пока слабенькие. Лучший результат зафиксирован на скважине Lebien LE-2H компании 3Legs Resources, где достигнуты суточные дебиты в 15.4 тыс. м. куб. По меркам США результаты плохие, но стоит отметить, что горизонтальный ствол был довольно коротким (1 километр) и это вторая экспериментальная скважина данной компании на польских сланцах. Поэтому вопрос о технологических возможностях добычи остается открытым. Тем не менее, намеревавшиеся развивать сланцевую добычу компании продолжают бежать из Польши. Американский гигант ExxonMobil и еще несколько компаний отказались от разработки польских сланцев еще в прошлом году, а уже в апреле 2014 года выяснилось, что и французская Total не будет продлевать свою лицензию на разведку.

Ведь экономически ситуация провальная. В Польше нет двух тысяч буровых установок под рукой, как это было в США перед сланцевой революцией. Как такового, рынка услуг бурения и ГРП тоже нет. В результате, стоимость бурения одной скважины оценивается в 10-15 млн долларов США. Свой вклад в эти расходы вносят и глубины пробуренных скважин — это порядка 4 км. Хотя аналогичная глубина, например, у месторождения Хейнесвилль в США. Но с оценочной накопленной добычей в 10 млн кубометров при цене газа в 400 долл. за тысячу кубометров, польская скважина может дать газа на сумму в 4 млн долларов, что даже не окупает затраты на бурения. Даже, заметим, если бы эти затраты были на уровне американских. Все это ставит под большое сомнение перспективы сланцевой добычи в Польше.

Китай: подтвердится ли неожиданный успех?

Газовая индустрия Китая вообще относительно молода. Поэтому Китай до сих пор находит и приличные традиционные месторождения с извлекаемыми запасами в 310 млрд кубометров. Кроме того, КНР уже достаточно активно развивают добычу газа из низкопроницаемых коллекторов (tight gas, около 33 млрд кубометров в год). Дебиты скважин там тоже не очень большие, поэтому бурить нужно достаточно много. Но Китай занимает вторую строчку в мире по количеству буровых установок (после США) с количеством около 1200 штук (точные данные не публикуются). Этот фактор, в теории упрощает будущее развитие сланцевой добычи в Китае.

В последние годы китайские компании (Sinopec, CNPC, совместное предприятие CNPC и Shell, а также компания Yanchang) пробурили несколько десятков скважин на сланцевый газ. Дебиты однако, оставляли желать лучшего, и все это ставило под вопрос амбициозные планы Китая по добыче сланцевого газа. Правда, стоит отметить, что во многих случаях бурились «полуразведочные» вертикальные скважины, а не горизонтальные с проведением гидроразрывов. В то же время неготовность компаний к бурению горизонтальных скважин говорила в пользу того, что разведочные результаты были слабые.

Но буквально месяц назад ситуация поменялась после того, как Sinopec объявила о своих успехах на месторождени Фулинь (Fuling). На данный момент с уверенностью говорится о 2,1 трлн кубометров запасов и пробурена 21 экспериментальная скважина. Дебиты для сланцев настолько огромны (до 550 тыс. кубометров в сутки), что заставляют усомниться в качестве представленных данных. Ведь накопленная добыча скважин в таком случае должна превысить таковые на самом лучшем сланцевом месторождении США (по накопленной добыче) — Хейнесвилле. Если данные верны, то Китай ждет определенный прогресс в сланцевой добычи. В любом случае, к новостям с месторождения Фулинь интересно присматриваться повнимательнее.

Но есть и сложности. Разработка месторождения идёт в провинции Сычуань, которая не отличается высокой плотностью населения и развитой инфраструктурой. Здесь и горный рельеф местности, и землетрясения. Глубина разрабатываемого пласта — около 4,5 километров, что также увеличивает стоимость бурения, которое составит не менее 15 млн долларов за одну скважину.

Канада: мало добывают из-за «лишнего» газа

Сланцевый газ в Канаде представлен бассейнами Монтни (Montney) и Хорн Ривер (Horn River). На данный момент добыча составляет 30 млрд кубометров в год, глубина залегания — 3,2 км. Накопленная добыча скважин составляет порядка 100-200 млн кубометров, что на уровне хороших скважин в США. Ситуация для канадской сланцевой (и традиционной) газодобычи усугубляется тем, что рынок перенасыщен, так как США снижают импорт газа из Канады. В итоге, бурение на газ снизилось в разы, просто потому что он не нужен. Все может измениться, если Канада начнет экспортировать газ в виде СПГ. А обилие разрешенных проектов по такому экспорту говорит в пользу того, что нарастить добычу при необходимости Канада сможет.

Сложный выход лучше тупика

Хорошо это или плохо, но мир начинает привыкать к добыче нефти и газа из сланцев, а в ближайшие лет двадцать «сланцы» будут вынуждены стать неудобной, но суровой реальностью для поддержки углеводородного века. На данный момент добыча только сланцевого газа в США сопоставима с суммарной добычей крупнейших стран-газодобытчиков. Уже активно добывает сланцевый газ Канада, надеется закрепиться здесь Китай. Но приходится привыкать к более глубокому залеганию и глубины в 3-4 километра становятся нормой, осваиваются глубины до 6 км, что конечно увеличивает стоимость добычи. Но сотня долларов за баррель открыла доступ к нетрадиционным ресурсам углеводородов — «сланцы», битуминозная нефть, сверхтяжёлая нефть.

Пока данные по сланцевой добыче за пределами США публикуются фрагментарные. В дальнейшем качество таких новостей будет улучшаться, а количество увеличиваться. Цель настоящего материала — не только ознакомить читателя с состоянием сланцевой добычи за пределами США. Не менее важно было обсудить основные параметры газодобычи, что позволит в дальнейшем легче ориентироваться в обилии на первый взгляд несвязанных друг с другом цифр, которые предоставляют нам новостные агентства.

[конец статьи]

Хотел бы добавить ещё немного про сланцевую нефть низкопроницаемых коллекторов. На данный момент по северной америке ситуация такова:

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=15571

Канада и Россия - единственные страны, где добывают нефть НПК. В Канаде это 0,34 МБ/д, в России - 0,12 МБ/д. На тему нефти НПК в США и России есть хорошая статья товарища вот тут.

mirvn.livejournal.com

Цену барреля откорректирует сланцевая нефть

Сегодня в 17:40, просмотров: 37

30 ноября в Вене ОПЕК обсудит сокращение нефтедобычи. В Москве внимательно следят за его подготовкой. Ведь от решения картеля зависят не только цены на нефть, но и будущее рубля, российского бюджета. В США, напротив, не ждут из Вены сюрпризов: «Любой договор захлебнется в американской сланцевой нефти».

фото: ru.wikipedia.org

Прежде всего страны ОПЕК элементарно не могут договориться между собой. Что неудивительно: Саудовская Аравия и Иран — смертельные враги, не желающие уступать друг другу долю рынка. Ирак, Ливия и Нигерия не хотят уменьшать добычу, поскольку она и так уже ранее сократилась по вине террористов или в результате междоусобиц. Но дело не только в этом: есть и еще один, не менее важный фактор — сланцевая нефть Америки.

Выходящая в столице американских нефтяников — Хьюстоне — газета The Houston Chronicle озаглавила одну из недавних публикаций так: «ОПЕК утратил контроль над ценами из-за сланцевой революции в США». Революция заключается в том, что с 2009 по 2015 год производство нефти-сырца в Америке выросло на 83% — в основном за счет сланцевых месторождений. Именно с этим фактором многие эксперты связывают обрушение цен на мировом рынке со $100 за баррель в 2014 году до $27 в начале 2016 года.

Но далее ситуация изменилась. Хотя себестоимость сланцевой нефти в последние годы значительно упала благодаря внедрению новых прорывных технологий, ценовой уровень в районе $30 за «бочку» все же низковат для компаний, работающих в этой отрасли. При отсутствии достаточной рентабельности добытчики сланцевой нефти стали замораживать скважины в ожидании лучших времен.

И лучшие времена, похоже, не заставили себя ждать. Ценовая конъюнктура на нефтяном рынке пошла в плюс — в немалой степени под воздействием разговоров о предстоящем замораживании добычи странами ОПЕК, якобы совместно с Россией. Москва не опровергала этих слухов, даже поддерживала их: пусть они подталкивают цены вверх, вреда не будет. Но как только цены превысили $40 за баррель и на какое-то время даже одолели 50-долларовый рубеж, американская сланцевая нефтянка стала размораживать скважины и наращивать добычу.

На сегодня диапазон от $40 до $50 за баррель — это тот ценовой коридор, в котором добытчики сланцевой нефти в США имеют стабильную прибыльность. А если вдруг чьими-то стараниями нефть вырастет до $60 за баррель, то рентабельность сланцевой нефтедобычи будет измеряться трехзначными процентами — об этом заявляет техасская нефтегазовая компания EOG Resources.

В связи с этим уолл-стритовский финансовый гигант Goldman Sachs считает, что при цене $55 за баррель любое ценовое ралли, которое гипотетически могут организовать ОПЕК, Россия и прочие нефтедобытчики, моментально захлебнется в американской нефти.

Во всяком случае, в настоящее время в США устойчиво растет количество нефтяных и газовых скважин, находящихся в активной эксплуатации. Оно еще не достигло показателя годичной давности (787 буровых вышек), но сейчас нефть качают 443 буровых установки, а природный газ — 108. Это самый высокий показатель за последние восемь месяцев. К этим статданным надо добавить еще свыше 4000 (!) пробуренных, но не до конца оборудованных скважин, которые в случае необходимости могут очень быстро встать в строй.

В общем, о возвращении к высоким ценам — $80–100 за баррель и больше, — очевидно, надо забыть. На мировом рынке предложение нефти превышает спрос на 1–1,5 млн баррелей в сутки. Спрос едва ли значительно вырастет в ближайшее время, поскольку вся мировая экономика растет слабо, а в ряде регионов не растет вообще. Потребление нефти снижается за счет новых энергосберегающих технологий и быстрого прогресса в сфере альтернативной энергетики (солнце, ветер, морские приливы и прочее). И в этом смысле американская и канадская сланцевая нефть — лишь дополнительная, хотя и довольно увесистая гирька на чаше весов, которая перевешивает любые ценовые маневры ОПЕК.

В России и некоторых других странах-экспортерах многие надеются, что заседание ОПЕК в Вене 30 ноября сможет привести к соглашению о замораживании уровней добычи и что результатом этого будет удорожание нефти. Оставим надеющимся какой-то шанс: на свете случаются всякие чудеса. А вот что будет, если венское мероприятие окажется безрезультатным?

Первое: конечно, упадут цены на нефть. Но, наверное, не слишком сильно, поскольку фиаско ОПЕК не будет неожиданным — оно уже в большой мере учтено в сегодняшних ценах. Второе: это фиаско подтолкнет и без того готовый рухнуть режим Мадуро в Венесуэле, где 75% населения, согласно свежему опросу, хотят смены власти. Третье: ОПЕК окончательно утратит доверие как международная организация, так как провал в Вене будет третьим по счету (после Дохи и Алжира). Четвертое: обострится конкуренция между нефтедобывающими странами, что приведет к продолжению тенденции снижения цен на нефть.

Можно рассказывать оптимистичные сказки о грядущем стодолларовом барреле, как это делают некоторые российские прогнозисты. Хорошо, что в правительстве не очень прислушиваются к этим сказкам и верстают бюджет на ближайшие три года, исходя из среднегодовой цены на нефть в $40 за баррель. Хотя кто знает — может, и эта цифра окажется завышенной…

Нью-Йорк

www.tech24news.ru

Насколько рентабельна добыча сланцевой нефти в США

В связи с технологическими новшествами, вызвавшими перепроизводство нефти и как следствие – кризис на товарно-сырьевых рынках, у многих возникает вопрос. Как долго смогут продержаться компании, использующие нетрадиционные технологии в сфере добычи нефти в условиях низких цен? Цель этой статьи – проанализировать агрегированные финансовые данные компаний США, специализирующихся на добыче сланцевой нефти. Анализируемый период: 31 декабря 2014 года – 30 июня 2015 года.

Экспресс-анализ показывает, что компании находятся не в самом критическом положении, могло быть и хуже. Здесь, конечно, помогают запасы, нажитые в тучные годы. За шесть месяцев 2015 года сланцевые нефтедобытчики сгенерировали отрицательный денежный поток в сумме более $7,6 млрд. Но компании имеют запасы наличности $16,3 млрд, с таким темпом расходов запасов может хватить еще на шесть месяцев деятельности. Несмотря на отрицательный денежный поток, текущая производственная деятельности компаний, как оказалось, приносит прибыль. Компании имеют резервы: сокращение расходов; продажа активов. Другой выход – укрупнения или банкротство. Но даже банкротство не даст быстрого падения добычи. В любом случае пока мы не наблюдаем активных процессов ни по слияниям, ни по массовым банкротствам.

Если взять ситуацию в целом, то предсказания Леонида Федуна, высказанное на форуме в Сочи, о скором крахе «сланцевых революционеров» и повышение нефти до $100 в 2016 году могут не сбыться, по крайней мере, в 2016 году.

Анализ финансовых коэффициентов

Целью данной статьи не является комплексный всесторонний финансовый анализ отрасли. Мы сконцентрируемся на некоторых финансовых показателях, которые дадут нам общую картину финансового состояния нефтедобычи в США.

Коэффициент текущей ликвидности – отношение текущих активов к текущим обязательствам.

Коэффициент показывает способность компании погашать текущие обязательства только за счет оборотных активов. Несмотря на ухудшающуюся обстановку в отрасли, компаниям удается улучшить текущую ликвидность. Нормальным считается значение коэффициента 1,5 – 2,5. В нашем случае мы видим, что компании вполне способны справиться с текущими обязательствами (оборотных активов в 1,4 раза больше, чем текущих обязательств).

Коэффициент концентрации собственного капитала – отношение собственного капитала к активам баланса.

Коэффициент показывает долю активов организации, которые покрываются за счет собственного капитала. Оставшаяся доля активов покрывается за счет заемных средств (в некотором смысле принадлежит кредиторам, а не акционерам). Нормативное ограничение 0,5. В нашем случае компании выдерживают его.

Коэффициент покрытия долгосрочных вложений – отношение суммы внеоборотных активов к сумме долгосрочных пассивов. Коэффициент показывает, насколько долгосрочные активы профинансированы долгосрочными источниками финансирования.

Нормативное значение – 1. В нашем случае компании выдерживают его – у компаний все долгосрочные вложения профинансированы долгосрочными источниками (баланс с точки зрения долгосрочности активов и источников сбалансирован).

Коэффициент покрытия процентов к уплате – отношение прибыли до выплаты налогов и процентов к начисленным процентам за период.

Коэффициент показывает, во сколько раз прибыль превышает расходы на уплату процентов. Здесь результаты превосходят все ожидания – значение коэффициента минус 10 – прибыли в 10 раз меньше, чем компании должны заплатить процентов. Только лишь скорректировав прибыль на неденежные расходы (амортизация и обесценение) мы получим положительную величину скорректированной EBITDA (корректировку нужно делать на сумму обесценения активов).

Здесь можно сказать, что по денежному потоку компании еще пока в состоянии выплачивать проценты. Обслуживать старые долги компании могут, но прийти в банк и попросить дополнительное финансирование компании уже не в состоянии (либо это будет очень дорого стоить).

Подводя краткий итог, можно сказать, что в общем, картина на краткосрочную перспективу (шесть-восемь месяцев) не является критичной (конечно, за исключением способности компаний выплачивать проценты), каких-то существенных перекосов мы не увидели. Компании балансируют на грани, но красной черты пока еще не переступили.

Анализ балансовых статей

Мы сгруппировали все балансовые показатели по следующим статьям:

Таблица 6. Агрегированные балансы компаний, $ млн.

Источник: официальные данные, опубликованные на сайтах компаний. Расчеты автора

За анализируемый период валюта баланса компаний снизилась с $455 до $415 млрд.

Анализ активов баланса

Основную долю в структуре активов занимают основные средства (Properties and Equipment).

Основные изменения в активе баланса произошли за счет:

а) Уменьшения величины основных средств.

Основная причина здесь – это списание активов на убытки (как правило, списанию подвергаются разведанные запасы нефти, которые оценены и раннее были поставлены на баланс), продажа неприбыльных и неработающих активов.

б) Уменьшение величины денежных средств и дебиторской задолженности. Накопленные в тучные годы запасы наличности, деньги, поступающие в погашение дебиторской задолженности, компании тратят на текущие нужды.

Влияние этих факторов на снижение валюты баланса составило 80%.

Несмотря на стремительное снижение стоимости нефти, мы не увидели существенного снижения стоимости активов. Компании закончили шесть месяцев 2015 года со значительными запасами наличности на счетах $16,3 млрд (около 4% от валюты баланса).

Деривативы – занимают относительно небольшую долю в валюте баланса, но судя по динамике снижения, компании активно теряют ценовое преимущество, предоставляемое инструментами хеджирования. За шесть месяцев 2015 года деривативы снизились на 46%.

Здесь интересно будет посмотреть на отчетности компаний по итогам девяти месяцев 2015 года – насколько увеличится темп списания активов, и как быстро компании будут расходовать запасы наличных денег. Смогли ли компании воспользоваться возможностью захеджировать цену в конце августа (31 августа 2015 года цена WTI поднялась выше $48,50/баррель).

Анализ пассивов баланса

Пассив баланса компаний распределен следующим образом:

Несмотря на ухудшающуюся ценовую обстановку на рынке нефти и нарастающие убытки, доля собственного капитала в пассиве баланса на 30 июня 2015 года выросла с 47,5% до 48,2%.

Текущие убытки – самая больная статья в балансе компаний. По итогам шести месяцев 2015 года убытки выросли с $956 млн до $4,8 млрд!

Если сделать простую экстраполяцию на 12 месяцев 2015 года, совокупные убытки составят $9,7 млрд, то есть, вырастут в 10 раз!

Рост доли капитала объясняется опережающим снижением краткосрочных обязательств компаний, что говорит о положительном управлении пассивами.

Компании снизили краткосрочные обязательства на 50%, счета к оплате на 28%. Долгосрочные долговые обязательства компании наоборот наращивали. Из приведенных цифр видно, что основная доля кредитов приходится на долгосрочную часть, краткосрочные долговые обязательства занимают несущественную часть пассивов компаний. В целом можно отметить небольшое снижение объема долговых обязательств в отрасли (-4%).

Компании держат на балансах значительное количество выкупленных собственных акций (treasury stock) – около 13% от валюты баланса и около 52% от величины всех займов. Компании могут воспользоваться этими акциями (продать на рынке) с целью погашения своей задолженности. Например, возьмем компанию Conocophillips, на ее долю в выборке приходится около 68% ($37 млрд) от общей величины выкупленных акций, также на долю этой компании приходится около 25% ($25 млрд) от общей величины долгосрочных долговых обязательств.

Компания покупала акции в 2012 году, котировки ноября 2015 года не сильно отличаются от котировок 2012. Теоретически компания могла бы продать собственные акции (возможно даже с прибылью) и погасить свои долговые обязательства.

Интерес данной ситуации придает тот момент, что формально в активе баланса компаний выкупленные акции не числятся – по стандартам отчетности они отражаются в капитале с отрицательным числом, то есть, каких либо активов, которые можно продать, в активе баланса нет. Но в реальности они есть. Более того, стоимость акций сейчас растет. В рассмотренном примере величина выкупленных акций превосходит величину долговых обязательств.

Анализ отчета о прибылях и убытках (P&L)

Мы сгруппировали все показатели P&L по следующим статьям:

Таблица 15. Агрегированные отчеты о прибылях и убытках компаний, $ млн.

Кликните по ссылке, чтобы посмотреть таблицу

* Квартальные данные на 30 июня 2015 года, пересчитанные в годовом выражении. ** В сравнении с 31 декабря 2014 года. Источник: официальные данные, опубликованные на сайтах компаний. Расчеты автора

Первое, что сильно бросается в глаза – это убытки от операционной деятельности (Operating profit (loss) before income tax), за шесть месяцев 2015 года совокупный убыток равен прибыли за 12 месяцев 2014 года.

Можно предположить, что падение цены было настолько быстрым для компаний, что они еще не успели приспособиться к новым реалиям. Отчасти это подтверждается слабой динамикой снижения административных и управленческих расходов (General and administrative). Так мы видим, что административные издержки (здесь и далее обороты анализируются, пересчитанные в годовом выражении) ежеквартально снижаются и по итогам второго квартала 2015 года они снизились на 9%, но мы считаем такой уровень снижения недостаточным, в условиях падения цены на нефть более чем на 60%.

Несмотря на падение цен, компании не сильно сократили расходы на разведку залежей нефти (Exploration). Разведка по итогам второго квартала 2015 года снизились на 15%. Здесь мы видим потенциал для сокращения текущих расходов, компании могут законсервировать работы и переждать период низких цен.

Существенной статьей расходов является обесценение активов (обесценение и амортизация не являются денежными расходами), за шесть месяцев 2015 года убыток от списания активов превысил аналогичные убытки за 12 месяцев 2014 года. Мы считаем (основываясь на текущей динамике цен нефти WTI), что обесценения активов по итогам 12 месяцев 2015 года будут продолжаться, что еще больше усилит убыточность деятельности.

Процентные расходы по итогам второго квартала 2015 года выросли на 22%. Если данная тенденция подтвердится, то это будет негативным сигналом, компаниям и так не хватает средств на покрытие текущих административных расходов, и в случае задержек в погашении обязательств может привести к банкротствам компаний в отрасли.

Тем не менее, несмотря на весь коллапс цен, нефтедобывающим компаниям в целом удается сохранить прибыльность производственной деятельности (Gross profit). Это говорит о том, что компаниям хватает текущей выручки на покрытие всех производственных расходов (за исключением административных и финансовых расходов) и получать небольшую прибыль, которая позволяет частично покрыть затраты на управление и финансовые расходы. То есть, компаниям выгоднее продолжать производственную деятельность, нежели прекратить ее.

Анализ отчета о движении денежных средств (Cash flow)

Мы сгруппировали все показатели Cash flow по следующим статьям:

Таблица 17. Агрегированные отчеты о движении денежных средств компаний, $ млн.

Кликните по ссылке, чтобы посмотреть таблицу

* Квартальные данные на 30 июня 2015 года, пересчитанные в годовом выражении. ** В сравнении с 31 декабря 2014 года. Источник: официальные данные, опубликованные на сайтах компаний. Расчеты автора

Мы не будем углубляться в анализ отдельных статей, отметим лишь основные моменты. Данные раздела отчета об операционной деятельности (Net cash generated from operating activities) подтверждают наши предположения, высказанные в анализе P&L – компании генерируют положительный денежный поток от операционной деятельности. Денежный поток по итогам второго квартала 2015 года снизился на 70%!

Раздел инвестиционной деятельности (Net cash used in investing activities) показывает, что основную долю инвестиций у компаний занимают расходы на приобретение основных средств и разведывательные работы (Additions to PPE, IA and dry hole costs). Несмотря на то, что расходы снизились на 29%, они продолжают отнимать достаточно большую часть денежного потока компаний. Как мы уже отмечали, здесь есть потенциал для сокращения расходов.

Раздел финансовой деятельности, показывает нам, что помимо займов, компании продолжают активно привлекать капитал (Issuance of common stock) – за шесть месяцев 2015 года компании привлекли около $4 млрд. Одновременно с этим компании возвращают деньги своим акционерам в виде дивидендов (Dividends) $4 млрд и выкупа собственных акций (Repurchase of common stock) $0,6 млрд. Суммы, полученные от акционеров и выплаченные акционерам, практически совпадают. Эти действия могут быть направлены на сохранение хороших отношений с акционерами и поддержание котировок акций собственных компаний на приемлемом уровне.

Компании за шесть месяцев 2015 года сгенерировали отрицательный денежный поток в сумме более $7,6 млрд. Запасов наличности $16,3 млрд с таким темпом расходов может хватить еще на шесть-восемь месяцев деятельности, но что потом?

Банкротства в отрасли и уровень добычи

Повлияют ли банкротства компаний на снижение уровня добычи нефти в США? В перспективе шести-двенадцати месяцев? Ответ – нет! Объясним, почему. При банкротстве активы, как правило, продаются по цене прибыли, которые они могут генерировать в обозримом будущем, невзирая на стоимость создания этих активов. Предположим, на скважину было потрачено $10 млн, но при этом она приносит экономическую прибыль в соответствии с текущими ценами на уровне $3 млн, то она будет куплена за $3 млн или дешевле. Убытки $7 млн будут проблемой для прежних собственников. Новые собственники продолжат добычу, ведь для них себестоимость создания актива уже не $10, а $3 млн. Они получат готовый работающий актив со значительным дисконтом к цене его создания. Покупатели будут крайне заинтересованы получить работающую приносящую прибыль скважину, так как в текущей ситуации прибыль от этой вновь приобретенной скважины будет уменьшать общий убыток и давать дополнительную финансовую поддержку новому собственнику.

Вот свежий пример – отель Тельмана Исмаилова в Турции был продан за $124 млн, тогда как затраты на его строительство составили около $1 млрд, но при этом отель продолжает работать. Это значит, проблемы собственника никак не повлияли на общее количество предложения номерного фонда в Турции. Получился своего рода переток стоимости, от старых владельцев к новым, но объемы остались прежними.

Мы хотим сказать, что с момента начала процесса массового банкротства производителей сланцевой нефти, потребуется более шести месяцев, чтобы начала существенно снижаться добыча. Но процесс банкротства сланцевых нефтедобытчиков даже еще не начался.

Цифры, изложенные в статье, подвергают сомнению утверждение о скором конце сланцевых нефтедобытчиков США.

После выхода отчетности компаний по итогам девяти и 12 месяцев 2015 года мы продолжим наблюдать за финансовым состоянием сланцевых нефтедобытчиков США.

Список компаний вошедших в анализ: Anadarko, Apache, Concho Resources, Conocophillips, Continental resources, EOG Resources, Marathon oil, Noble energy, Occidental petroleum, Pioneer resources, Southwestern energy, Whiting petroleum.

www.e-xecutive.ru