Содержание к диссертации
-
Современное состояние мировой индустрии сжиженного природного газа54
Текущее состояние производства сжиженного природного газа в России.60
-
Описание критериев экономической эффективности, схемы и этапов проведения расчетов, налогового окружения 98
Экономический анализ вариантов поставок российского СПГ на целевые рынки и оценка их конкурентоспособности по сравнению со сланцевым газомЮЗ
-
Оценка влияния развития добычи сланцевого газа на реализацию российских экспортных СПГ-проектов 125
Приложение 1 Таблица коэффициентов перевода природного газа и СПГ 140
Приложение 3 Результаты расчетов по оценке конкурентоспособности
российского СПГ и сланцевого газа в США 142
Основные обозначения и сокращения
б.н.э - баррель нефтяного эквивалента
ЕСН - Единый социальный налог
ГРП - гидравлический разрыв пласта
ГРР - геолого-разведочные работы
Концепция - Концепция долгосрочного социально-экономического
развития Российской Федерации до 2020 года
м - метр
МБТЕ - миллион британских тепловых единиц
млн - миллион
млрд - миллиард
МЭА - Международное энергетическое агентство
ОЭСР - организация экономического сотрудничества и развития
ПФР - Пенсионный форд Российской Федерации
СПГ - сжиженный природный газ
СРП - соглашение о разделе продукции
трлн - триллион
ТФОМС - Территориальный фонд обязательного медицинского
страхования Российской Федерации
ф - фут
ФСС - Фонд социального страхования Российской Федерации
ФФОМС - Федеральный фонд обязательного медицинского
страхования Российской Федерации
ЭС-2030 - Энергетическая стратегия России на период до 2030 года
Введение к работе
Актуальность работы
В настоящее время одной из самых обсуждаемых и актуальных тем в газовом бизнесе является перспективы развития добычи сланцевого газа, прежде всего, в зарубежных странах. Многие авторитетные специалисты отрасли и руководители крупных нефтегазовых компаний заговорили даже о «сланцевой революции».
Международное признание сланцевого газа в топливно-энергетическом сообществе произошло в октябре 2009 на Мировом газовом конгрессе.
Пять лет назад добыча сланцевого газа упоминалась только в узкоспециализированных отраслевых журналах, в настоящее время — практически во всех СМИ и конференциях.
В последние несколько лет в США и Канаде произошел значительный рост добычи сланцевого газа. Важно не то, что на газовом рынке появились дополнительные объемы природного газа, а то, что добыча сланцевого газа, которая многие десятилетия считалась невыгодной, стала обеспечивать операторам сланцевых месторождений приемлемую прибыль. При этом, на некоторых рынках произошло вытеснение законтрактованных импортных объемов сжиженного природного газа (СПГ) местным сланцевым газом.
Таким образом, взгляды на ситуацию с перспективами реализации ряда российских проектов в области производства СПГ значительно изменились всего за несколько лет.
Качественный прорыв в сфере добычи сланцевого газа был обеспечен за счет грамотного сочетания усовершенствованных технологий трехмерного моделирования залежей, бурения горизонтальных скважин, а также проведения гидравлических разрывов пластов на фоне высоких цен на природный газ.
Основной трудностью в области оценки перспектив развития добычи газа из сланца и определения конкурентоспособности российских СПГ- проектов состоит в низкой изученности данного вопроса в целом и практически полном отсутствии профессиональной отраслевой информации.
В связи с этим особую актуальность приобретают исследования, посвященные проблеме перспектив развития добычи сланцевого газа и её влияния на планы по реализации новых российских проектов в области производства и поставок сжиженного природного газа.
Объектами исследования явились российские проекты по производству сжиженного природного газа (на базе Штокмановского месторождения и «Сахалин-2»), а также проекты в области добычи сланцевого газа.
Предметом исследования явилась оценка конкурентоспособности российского СПГ и сланцевого газа.
Цель исследования дать оценку перспектив реализации новых российских проектов в области производства и поставок сжиженного природного газа в условиях развития добычи газа из сланцевой породы.
Для достижения поставленной цели в диссертации были поставлены следующие основные задачи: исследовать проблемы состояния и перспективы сланцевой отрасли, определить факторы, способствовавшие росту добычи газа из сланца, выявить основные тенденции её дальнейшего развития; определить расчетную стоимость (расчетную цену) добычи сланцевого газа, а также производства и поставок российского сжиженного природного газа на целевые рынки; провести анализ конкурентоспособности поставок российского сжиженного природного газа по сравнению с газом, добываемым из сланцевой породы в центрах потребления США; разработать методику оценки конкурентоспособности СПГ по сравнению со сланцевым газом на целевых рынках; подготовить выводы в отношении перспектив добычи газа из сланца и её влияния на реализацию российских проектов в области производства и поставок сжиженного природного газа.
Направления и методы решения. Для осуществления обзора ситуации в отношении современного состояния и перспектив развития добычи сланцевого газа был организован сбор и анализ информации преимущественно из авторитетных зарубежных источников.
Оценка конкурентоспособности российских проектов в области производства и поставок СПГ проводится с использованием специально разработанной в рамках диссертационной работы методики, учитывающей затраты на добычу сланцевого и природного газов, транспорта газа, его сжижение, морской транспорт и регазификацию.
Теоретической и методической базой для исследования послужили труды российских учёных в области мировой газовой промышленности и проектного анализа: А.Ф. Андреева, - О.Б. Брагинского, В.И. Высоцкого, А.Н. Дмитриевского, В.Ф. Дунаева, Л.Г. Злотниковой, В.Д. Зубаревой, H.A. Иванова, А.Г. Коржубаева, С.И. Мельникова, К.Н. Миловидова, Е.А. Телегиной, А.Г. Хуршудова. Среди иностранных специалистов работы Дж. Митчелла, Т. Хэйворда, Д. Ергина, Р. Бьорнсона, П. Возера, Р. Томаса служат фундаментом для исследования проблем развития добычи сланцевого газа.
Основные результаты исследования и их научная новизна. По специальности 08.00.05 - «Экономика и управление народным хозяйством»: разработана методика оценки конкурентоспособности СПГ и сланцевого газа; определены тенденции развития добычи газа из сланцевой породы; выполнен анализ возможности образования «экономического пузыря» на рынке сланцевого газа; выявлены участники газового рынка, заинтересованные в развитии добычи газа из сланца, проведена их классификация; развита методика обоснования ставки дисконтирования. По специальности 08.00.14 - «Мировая экономика»: определены факторы, способствовавшие активному развитию мирового рынка сланцевого газа, а также проведена их классификация; выявлены факторы неопределенности прогнозных оценок производства газа из сланца на американском рынке; с использованием разработанной методики, проведен анализ конкурентоспособности планируемых поставок СПГ из России в США. Практическое применение. Результаты данной работы были использованы в ОАО «Газпром» для оценки конкурентоспособности газа новых проектов компании, оценки долгосрочных планов развития компании, корректировки ее стратегии, а также в научно-исследовательском институте Группы Газпром - ОАО «ШТИгазэкономика».
Кроме того, работа может представлять интерес для компании ОАО «НОВАТЭК», рассматривающую возможность строительства завода по производства СПГ на Ямале, а также ряда иностранных европейских компаний изучающих в настоящее время возможность участия в новых проектах по производству СПГ в России.
Апробация работы и публикации. Основные положения и практические выводы диссертационного исследования докладывались аспирантом на Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов, организованной ОАО «Газпром» и Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М. Губкина, секция «Актуальные проблемы работы предприятий газовой отрасли в условиях рыночной экономики» (07.10.2009), на конференции в Российской экономической академии им. Г.В. Плеханова «Современная экономика: концепции и модели инновационного развития», секция «Современная экономика в мире перемен» (13.05.2010), на семинаре Института системного анализа Российской академии наук отдела «Анализ инвестиционных проектов» (25.02.2011). Отдельные результаты обсуждались на круглых столах Energy Delta Institute (Институт энергетическая дельта, г. Гронинген, Нидерланды), в рамках (Нетрадиционный газ 2010: раскрывая Ваш потенциал) в г. Амстердам, Нидерланды (15.06.2010), а также в рамках международной конференции Мировой сланцевый газ World Shale Gas 2010 в г. Даллас, США (03.11.2010).
По материалам диссертационной работы было опубликовано 4 печатных работы, в том числе 3 в журналах, включенных в перечень ВАК Минобрнауки России.
Состав и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Общий объем работы 157 страниц компьютерного текста, включающего 28 рисунков, 18 таблиц и 3 приложения.
1. Текущее состояние и перспективы развития добычи сланцевого газа
1.1. Современное состояние ресурсной базы нетрадиционных источников природного газа, добычи сланцевого газа
Под нетрадиционным природным газом (другие названия: газом, добываемым из нетрадиционных источников, unconventional gas) принято понимать сланцевый газ, метан угольных пластов и газ плотных (твердых) пород. Однако некоторых источники (например, Администрация энергетики США) не относят газ плотных пород к категории нетрадиционного газа.
Однозначное определения понятия нетрадиционный газ в литературе и открытых источниках в настоящее время отсутствует. Некоторые специалисты определяют нетрадиционный газ исходя из геологических особенностей залегания углеводородов, другие - из экономических.
В качестве одного из наиболее всеобъемлющих можно рассматривать определение нетрадиционного газа Национального совета нефтяной промышленности США (The National Petroleum Council): «Природный газ, который не может экономически эффективно добываться при существующих дебитах и объемах, без осуществления интенсификации притока за счет проведения гидравлического разрыва пласта, осуществления горизонтального бурения или бурения многоствольных скважин или использования какого-то другого эффективного способа вскрытия пластов». [']
Понятие типичных месторождений нетрадиционного газа также не существует. Запасы нетрадиционного газа могут залегать на больших и малых глубинах, содержаться в пластах с аномально высоким и низким давлением и температуре, залегать пластом или в форме линз, содержаться в гомогенных или трещиноватых структурах, однослойных или многослойных пластах.
С ростом добычи сланцевого газа, метана угольных пластов и газа твердых пород в США активизировался интерес к ресурсам нетрадиционного газа, как в данной стране, так и за её пределами.
На рис. 1.1 схематично представлена геологическая природа большинства основных источников природного газа.
Рис. 1.1. Геологическая схема расположения залежей природного газа [2]
Скопления газа плотных пород происходят в различных геологических формациях, при миграции газа от породы-источника в пласты песчаника, но возможность миграции данного газа вверх ограничена из-за снижающейся проницаемости в песчанике.
Метан угольных пластов формируется в процессе преобразования органического вещества в уголь.
Газонасыщенный сланец является источником для многих ресурсов природного газа, однако до последнего времени на его основе не осуществлялась добыча газа. Горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта позволили сланцевому газу стать экономически жизнеспособной альтернативой обычным газовым ресурсам. [3]
Обычные газовые ресурсы накапливаются, при миграции газа от газонасыщенного сланца в залегающие выше пласты песчаника, и затем накапливаются в ловушке, которая сформирована из непроницаемой породы, называемой также покрышкой. Традиционный попутный газ накапливается вместе с нефтью, в то время как природный газ накапливается отдельно.
Сланцевый газ определяется как природный газ, добываемый из сланца, состоящий преимущественно из метана. [4]
Сланец выступает одновременно как источник и хранилище запасов газа. Часто он является источником происхождения большей части запасов традиционных нефти и газа.
Сланцы - это горные породы, характеризующиеся почти параллельным расположением входящих в их состав вытянутых или пластинчатых минералов и обладающие способностью раскалываться на тонкие пластинки. По степени регионального метаморфизма среди сланцев выделяются две большие группы: слабо метаморфизованные горные породы - глинистые сланцы и глубоко метаморфизованные - кристаллические сланцы. [5]
Глинистые сланцы состоят преимущественно из глинистых минералов, гидрослюд или реже из монтмориллонита. Глинистые сланцы, обогащенные органическими веществами, используются как горючие сланцы.
Горючие сланцы - полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти). [б]
Горючие сланцы имеют промышленное значение как топливо и энергохимическое сырьё. Центрами потребления горючих сланцев в советское время были крупные сланцеперерабатывающие комбинаты и электростанции в Эстонской ССР, Ленинградской и Куйбышевской областях.
Сланцы не похожи. Каждый характеризуется его собственными особенностями, что требует индивидуального подхода к их разработке.
Сланец уникален еще и тем, что часто содержит и свободный и поглощенный газ. Сланцы обычно характеризуются очень низкой проницаемостью, что обуславливает высокие темпы снижения добычи после высоких первоначальных дебитов скважин. Поэтому основная проблема при их разработке состоит в экономической эффективности добычи сланцевого газа.
Поддержка оптимальных дебитов обуславливает необходимость осуществления интенсификации добычи и увеличения проницаемости сланцевой породы за счет проведения гидроразрыва пласта. В то же время за счет больших запасов сланцевого газа и продолжительного периода добычи эффективность разработки таких месторождений при благоприятных экономических условиях может быть достаточно высокой.
Информация по запасам и ресурсам газа, добываемого из нетрадиционных источников, в настоящее время практически отсутствует.
Большинство организаций и авторов публикуют данные о ресурсах нетрадиционного газа со ссылкой на Международное энергетическое агентство или Национальной совет нефтяной промышленности США (The National Petroleum Council). Однако указанные исследования не является первоисточником и ссылаются на публикацию Holditch SA (г-н Холдич): "Tight Gas Sands" (Газ плотных пород), SPE (Общества инженеров нефтяников газовиков), 2006 года, а также Rogner H (г-н Роджнер): "An Assessment of World Hydrocarbon Resources," (Оценка мировых ресурсов углеводородов) Institute for Integrated Energy System, University Of Victoria Института Объединенных Энергетических Систем Университета Виктории, 1997 года.
По оценкам авторов указанного выше исследования почти половина мировых ресурсов нетрадиционного газа приходится на сланцевый газ, доля метана угольных пластов оценивается на уровне 28%, остальные 23% - газ плотных пород.
На территории Северной Америки сосредоточено около четверти общемировых ресурсов нетрадиционного газа, в странах бывшего СССР - 17%, Северо-восточной Азии - 16%, АТР и Латинской Америке — по 11%, на Ближнем Востоке и Северной Африке - 10%, Западной Европе и Африке (Южнее Сахары) - по 3%, в Центральной и Восточной Европе, а также Южной Азии - по 1%.
Более подробно данные по распределению мировых ресурсов нетрадиционного газа представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Мировые ресурсы нетрадиционного газа трлн куб. м
Источник: The National Petroleum Council [ ]
Приведенное значение мировых ресурсов нетрадиционного газа практически в пять раз превышают значение общемировых запасов традиционного природного газа по состоянию на начало 2009 г. (185 трлн куб. м). [8]
Для сравнения величины ресурсов нетрадиционного газа с общемировыми запасами традиционных невозобновляемых источников энергии был осуществлен пересчет данных по доказанным запасам нефти, газа и угля в газовый эквивалент исходя из теплотворной способности, результаты представлены в Таблице 1.2.
Перевод показателей запасов осуществлялся с использованием переводных коэффициентов (Приложение 1).
Таблица 1.2
Мировые запасы традиционных невозобновляемых источников энергии
Источник: BP Statistical Review of World Energy 2009 [ ]
На основе данных таблиц 1.1 и 1.2 можно сделать вывод о том, что ресурсы нетрадиционного газа превышают общемировые запасы невозобновляемых источников энергии (нефти, газа, угля) на 11% (эквивалент 91 трлн куб. м газа).
Представленные цифры наглядно демонстрируют значительность потенциала нетрадиционного газа, и доказывают, что в долгосрочной перспективе он может являться основой для энергообеспечения многих стран и регионов в мире.
Данных по мировым ресурсам сланцевого газа, также как и газа, добываемого из нетрадиционных источников, не так много. Большая часть оценок также прямо или косвенно ссылается на данные The National Petroleum Council. Примером может служить информация, представленная на рис.1.2 о мировом потенциале сланцевого газа, опубликованная оной из крупнейших сервисных компаний (в том числе специализирующейся на бурении сланцевых скважин) Halliburton (Халлибертон)
Северная Америка 109 трлн куб. м
Центральная и Восточная
Европа 1 трлн куб, м
Западная Европа 14 трлн куб, м
Ближний Восток и Северная Африка 60 трлн куб, м
Страны бывшего СССР 18 трлн куб. м еверо-восточная
Азия 100 трлн куб, м атинская Америка 60 трлн куб. м (Африка (южнее Сахары)
8 трлн куб. М
Рис. 1.2. Мировые ресурсы сланцевого газа [10]
Следует отметить, что оценки по ресурсам и запасам сланцевого газа в США в последние годы пересматривается в связи с продолжающейся добычей, а также уточнением оценок при получении более детальной геологической информации.
Комитет по оценке газового потенциала США (Potential Gas Committee) в июне 2009 г. оценил ресурсную базу США по состоянию на конец 2008 г. в 1 836 трлн куб. ф (52 трлн куб. м), в том числе сланцевого газа - 616 трлн куб. ф (17,5 трлн куб. м). Таким образом, потенциальные ресурсы сланцевого газа по данным указанного Комитета составляют около 33 % всех ресурсов США. По сравнению с данными предыдущей оценки (по состоянию на конец 2006 г.) произошло увеличение суммарных потенциальных ресурсов газа в США на 515 трлн куб. ф (39%). [п]
Близкую по уровню оценку ресурсов природного газа дает Энергетический департамент США (US Department of Energy) - 1744 трлн куб. ф (49,4 трлн куб. м) и агентство Navigant Consulting (на оценки которого Администрация опирается) - 1680-2247 трлн куб. ф (47,663,7 трлн куб. м). При этом технически извлекаемые объемы сланцевого газа в США Navigant Consulting оценивает в 28% от совокупных объемов страны (13,3-17,8 трлн куб; м.). [12]
Администрации энергетики США оценивает неоткрытые технически извлекаемые ресурсы, сланцевого газа в стране на уровне 267 трлн куб.ф. (7,6 трлн куб. м.), т.е. более чем в 2 раза ниже Комитета по оценке газового потенциала СП 1 А. [1! |
По оценке Института газовых технологий (Gas technology Institute) ресурсы сланцевого газа в США оцениваются на уровне до 780 трлн куб.ф. (22 трлн куб. м). [14] '
В 2008 году в США произошло снижение оценки запасов метана угольных пластов на 5%, газа из традиционных-источников и газа плотных пород на 2%, при этом запасы сланцевого газа увеличились более чем на 50%. Таким образом,, в общих запасах природного газа США запасы сланцевого газа составили 13%, метана угольных пластов 9% (Таблица 1.3). '''".'..' Таблица 1.3
Изменение запасов природного газа в США за 2008 год млрд куб. м
Источник:' Нефтегазовая вертикаль [1у
Данная таблица по запасам природного газа кардинальным образом отличается от значений по ресурсам приведенных в таблице 1.1. Если ресурсы Северной Америки оценивается сотнями триллионов кубических метров (233 трлн куб. м), то запасы в США - менее 7 триллионов (6932 млрд куб. м).
С одной стороны эта ситуация еще раз подтверждает тезис о низкой степени изученности месторождений нетрадиционного газа, с другой - может свидетельствовать о завышенности оценок ресурсов нетрадиционного газ в мире в целом и особенно в Северной Америке.
Сланцевый газ, равно как и традиционный природный газа добывается из скважин. Процесс бурения скважин на сланцевый газ, несмотря на наличие ряда похожих черт с бурением на природный газ, имеет ряд особенностей. Для более четкого понимания данного процесса необходимо привести краткое описание, подготовленное с использованием материалов Американского института нефти (American Petroleum Institute, API) [16].
Данная информация во многом дает ответ на вопрос, за счет чего произошло столь существенное увеличение объемов добычи сланцевого газа в последние несколько лет, а также основные причины значительного снижения стоимости его добычи.
Процессы трехмерного моделирования пластов, горизонтального бурения и интенсификации притока позволили достигнуть значительных успехов в добыче сланцевого газа в Северной Америке.
В процессе бурения скважины в нее подается буровой раствор, представляющий собой смесь воды и химических реагентов, которые обеспечивает охлаждения долота, вынос шлама и устойчивость стенок скважины. Как и в случае бурения вертикальной скважины, ствол бурится несколько глубже ближайшего к поверхности водоносного горизонта. После этого бурильную колонну с долотом извлекают из скважины. Для изоляции зоны пресной воды в пробуренный ствол скважины спускают устьевую обсадную колонну.
Затем в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который через отверстие в башмаке заполняет пространство между обсадной колонной и стволом скважины, изолируя скважину от пресной воды. Процесс цементирования предотвращает возможность загрязнения пресных вод.
После этого бурильная колонна с долотом спускается в скважину, разбуривая цемент и цементировочную пробку. Вертикальный участок ствола скважины бурят примерно на 150 м выше запланированного горизонтального участка. Эту точку называют «точкой изменения направления ствола скважины», так как с нее начинается бурение наклонного участка. До этого момента процессы бурения горизонтальных и вертикальных скважин не различаются. Затем бурильная колонна с долотом снова извлекается из ствола скважины, а для наклонно-направленного бурения в скважину спускают забойный двигатель с устройствами, позволяющими осуществлять измерения во время бурения.
Длина наклонного участка от точки изменения направления ствола скважины до ее горизонтальной части составляет несколько менее 400 м.
После наклонного участка начинается бурение бокового горизонтального ствола скважины. В процессе бурения используются трубы длиной немного более 9 м и весом около 225 кг каждая. Так, например, для бурения одной скважины длиной 3,2 км требуется более 350 труб общим весом почти 87 тон.
На различных этапах бурильную колонну поднимают для замены инструмента и долота, после чего ее снова опускают в скважину. Этот процесс называется спуско-подъемными операциями. После достижения необходимой длины ствола скважины бурильную колонну с долотом окончательно извлекают из скважины.
По данным Международного энергетического агентства длина горизонтальных боковых секций в последнее время составляет - от 1 до более 2 км.
Эксплуатационная колонна спускается на всю длину ствола скважины. Цемент, закачиваемый в колонну, через отверстие в башмаке поступает в пустое затрубное пространство между колонной и стенками ствола скважины и заполняет его. Обсадка скважины существенно укрепляет ствол скважины и предотвращает проникновение углеводородов и прочих жидкостей в пласт по мере их добычи из скважины.
После этого над скважиной устанавливается временное устьевое оборудование и подготавливается площадка для бригады буровиков, которая будет осуществлять перфорирование и гидроразрыв пласта (ГРП), а затем готовить скважину к эксплуатации. На первом этапе производится перфорация обсадной колонны. Перфорационный снаряд спускают на кабель-тросе в эксплуатационную колонну до заданного интервала горизонтального участка ствола скважины. Затем по кабель-тросу на перфоратор подается электрический ток, который инициирует подрыв заряда, пробивающего небольшие отверстия в эксплуатационной колонне и цементе, а также на некотором расстоянии и в самом сланцевом пласте. Затем перфорационный снаряд извлекается из скважины. Ввиду того, что сланцевый пласт является плотным по структуре и низкопроницаемым, необходимо также проведение ГРП. В ходе ГРП смесь воды, песка и химических реагентов закачивается в ствол скважины под высоким давлением. Поступая через перфорационные отверстия в пласт-коллектор, эта смесь обеспечивает его растрескивание, создавая множественные микротрещины, соединенные со стволом скважины. Высвободившийся газ свободно поступает к стволу скважины. После этого, первый участок ГРП изолируется при помощи временной пробки, чтобы можно было произвести операции по перфорированию и ГРП на втором участке.
Эти процессы перфорирования и ГРП можно повторить несколько раз, чтобы охватить всю необходимую длину горизонтального участка ствола буровой скважины.
По данным Международного энергетического агентства количество стадий ГРП для большинства скважин колеблется в диапазоне от 4 до 15.
По завершении ГРП пробки выбуриваются, после чего газ устремляется по стволу скважины к устью.
После этого на устье скважины устанавливается фонтанная арматура и осуществляется строительство газопровода для подачи газа в газотранспортную систему.
Схематично сланцевая скважина изображена на рис. 1.3.
Рис. 1.3. Трехмерный макет горизонтальной и вертикальной сланцевых скважин [|7]
Существуют принципиальные различия в добыче сланцевого газа и газа из других нетрадиционных источников. Например, при разработке залежей газа твердых пород в первые месяцы достигаются очень высокие дебиты скважин, однако вскоре происходит резкое снижение дебита, кроме того, некоторые скважины становятся экономически не эффективными через короткий период времени.
Ситуация с добычей сланцевого газа выглядит более выигрышной на этом фоне. На начальные дебиты сланцевых скважины не столь значительны, как у скважин добывающих газ твердых пород, а когда уровень добычи стабилизируется, скважина может проработать много лет.
По информации одной из крупнейших мировых сервисных компаний - Шлюмберже, хорошая новая горизонтальная скважина может обеспечить первоначальную добычу на уровне 1 млн куб. ф. в день (10,3 млн куб. м в год). [18]
Однако это не так много - для сравнения средний дебит традиционной газовой скважины на проекте «Сахалин-2» составляет около 10 млн куб. м в день (т.е. практически в 10 раз больше) [19]
Кроме того, если сравнивать профиль добычи сланцевой скважины с профилем для традиционно скважины, то дебиты падают здесь очень быстро.
Более подробно информация о профиле добычи и дебитах скважин на примере месторождения Барнетт представлена далее в этом разделе.
В связи с низкой проницаемости сланцевых залежей важной характеристикой месторождения является коэффициент извлечения газа (отношение извлекаемых запасов к геологическим запасам). Если для запасов традиционного природного газа величина извлекаемых запасов газа при грамотной разработке месторождения сопоставима с его геологическими запасами, то в ситуации со сланцевых газом коэффициент извлечения в несколько раз меньше 1.
По информации Национального совет нефтяной промышленности США коэффициент извлечения сланцевого газа увеличился в последнее время в связи с развитием технологий его добычи, а также за счет уплотнения сетки бурения, однако составляет не более 20%. [" ]
Несмотря на развитие добычи сланцевого газа в последние годы показатели производительности и экономические характеристики проектов по-прежнему отличаются высокой неопределенностью.
В то же время общим для североамериканских залежей является то, что в залежах сравнительно низкая концентрация газа - от 0,2 до 3,2 млрд куб. м на кв км. С учетом коэффициента извлечения газа на уровне 20%, концентрация извлекаемых запасов колеблется от 0,04 до 0,6 млрд. куб.м на кв км (Таблица 1.4).
Таблица 1.4.
Источник: Международное энергетическое агентство
Для сравнения на крупнейших мировых месторождениях природного газа среднее значение концентрации составляет 2 млрд. куб.м на кв км., а в некоторых случаях даже превышает 5 млрд. куб.м на кв км.
Кроме того месторождения сланцевого газа расположены на больших территориях и для добычи газа на них требуется приблизительно в 10 раз больше скважин, чем для традиционных месторождений, что обусловлено более плотной сеткой скважин. В этой связи при бурении и эксплуатации охватываются значительно большие территории.
Большинство сланцевых месторождений разрабатывались исходя из плотности скважин одной на 16-65 гектаров, однако для повышения газоотдачи пласта в некоторых районах бурение проводилось исходя одной скважины на 6-8 гектаров.
В настоящее время наблюдается тенденция к осуществлению кустового бурения, когда 20-40 скважин бурятся с одного места на поверхности. В перспективе с развитием техники и технологам произойдет снижение зоны охвата наземных территорий, что позволит осуществлять бурение в более насаленных местах и районах с особыми экологическими требованиями.
Эксперименты с технологиями или методами производства в одном регионе или на одной скважине практически не оказывает влияния на ресурсы и газовое давление в других областях месторождения, что обусловлено очень низкой проницаемостью сланца.
Если скважины не пробурены очень близко друг к другу или зона гидроразрыва пластов не пересекаются, то для каждой скважины существует своя независимая зона добычи.
В этом смысле производство сланцевого газа более похожа на добычу угля, так как при добыче на традиционных месторождениях на пластовое давление оказывает непосредственное влияние добыча из каждой скважины данного региона. Кроме того, если на традиционном месторождении скважины пробурены близко друг от друга, то может произойти перекрестная добыча из нескольких скважин.
В последнее десятилетие в США и Канаде наблюдалось постепенное снижение добычи природного газа из традиционных источников и их замещение за счет новых источников, таких как сланцевый газ, метан угольных пластов, газ плотных пород.
Динамика добычи газа представлена на рис. 1.4.
Рис. 1.4. Добыча природного газа в США и Канаде в период с 1980 по 2008 гг. I22]
Основные регионы добычи традиционного природного газа в США представлены на рис. 1.5. VUdfttoer Wyoming Hanna-Cartoon ^^Basjn
Illinois Basin Platform AnadarkoSWB Basjn л Palo bur Basir
Добыча природного газа млрд куб. ф
20.1-50
С ИЗ Бассейны и районы
Рис. 1.5. Месторождения традиционного газа в США [23]
Так по состоянию на начало 2009 года показатель кратности запасов (который определяется как объем доказанных запасов отнесенный к объемам ежегодной добычи) для США составлял 11,6 лет, а для Канады (основного поставщика природного газа в США) - всего 9,3 года. [24]
Однако данные цифры не должны вводить в заблуждение и не свидетельствуют о том, что запасов традиционного газа в США и Канаде хватит всего на десятилетие. Например, десять лет назад показатели кратности запасов были практически на тех же уровнях - 8,9 лет для США и 9,7 лет для Канады. Данная ситуация объясняется тем, что в течение указанного периода проводились геологоразведочные работы и приращивались запасы. Black\Warrior
Промышленная добыча газа сланцевого газа в мире ведется в настоящее время только в Северной Америке - в США и Канаде.
По состоянию на середину 2009 года в США промышленная добыча сланцевого газа осуществлялась на 7 проектах: Barnett (Барнетт), Техас; Fayetteville (Файетевилл), Арканзас; Haynesville (Хайнесвилл), Луизиана, Арканзас; Woodford (Вудфорд), Оклахома; Antrim (Антрим), Мичиган; Marcellus (Марселлус), Аппалачи; Lower Huron (Jloyep Харон), Олбани; Uirrt9 Ba:
Карта расположения месторождения на территории США представлена на рис. 1.6. Wlliston Basin
Illinois Basin :herokee Platform V/ a . Chattanooga ( ArVxtme tia^Tn Warrior/1 /} Woodford- j Sr-^T; -i-ConasaL Caney (' Valley and Neal—»rS^ Ridge Province Texas . ^ Bamett- uarf Woodfordo^, C V-Ouisiaite- /"-'' Mississippi Salt Basin Haynesvile Maverick Sub Basin ^г M* V "^Ford у Marcellus Utica Woodford Anadarko . Basin Permian Ft J/Vortti Basin \ Basin Ro'prandrfi Embaymentil
Рис. 1.6. Залежи сланцевого газа в США [25]
По состоянию на середину 2009 года в Канаде добыча сланцевого газа велась на 2 месторождениях: Montney-Diog (Монтней-Диог) Horn River (Хорн Ривер)
Перспективные территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке. Ресурсный потенциал оценивается в широких пределах от 86 трлн куб. ф. (2,4 трлн куб. м) до 1000 трлн куб. ф (28,3 трлн. куб. м). Агентство INGAA придерживается умеренных значений в 115 трлн куб. ф (3,3 трлн куб. м). [26]
Более подробно информация о технических параметрах (в том числе глубинах залегания продуктивных пластов, их мощности и ресурсном потенциале) некоторых месторождений США и Канады представлена в таблице 1.4.
В период с 1990 года до 2009 в США произошло практически восьмикратное увеличение добычи сланцевого газа с 8 до 67 млрд куб. м в год (с 2% до 11% в совокупной добыче страны).
С одной стороны, это достаточно значительные объемы, соответствующие добыче газа в 2008 году в Нидерландах (67,5 млрд куб. м), превышающие производство газа в Туркменистане (66,1 млрд куб. м), ОАЭ (50,2 млрд куб. м), Египта (58,9 млрд куб. м), Малайзии (62,5 млрд куб. м), Мексики (54,9 млрд куб. м) и потребление таких стран как Франция (44,2 млрд куб. м), Украина (59,7 млрд куб. м), Аргентины (44,5 млрд куб. м) и.т.д.
С другой стороны, в объемах мировой добычи газа 2008 года добыча сланцевого газа в США составила всего 2,2%
Более подробно динамика добычи сланцевого газа до 2009 года представлена на рис. 1.7.
Рис. 1.7. Динамика добычи сланцевого газа в США [27]
Добыча сланцевого газа продолжала расти и в 2009 году, причем достаточно высокими темпами.
Расчетная годовая добыча исходя из среднесуточных дебитов по состоянию на середину 2009 года по месторождениям США и Канады представлены в таблице 1.5.
Таблица 1.5.
Добыча сланцевого газа на североамериканских месторождениях по состоянию на середину 2009 г. (исходя из среднесуточного дебита) млн куб. м в год
Источник: Нефтегазовая вертикаль [ ]
Активный рост добычи сланцевого газа (и других нетрадиционных источников газа) происходит на фоне быстрого снижения объемов добычи традиционного газа в США. То есть фактически происходит частичное замещение собственной добычи сланцевым газом. Для подтверждения указанного тезиса на рис. 1.8 представлена структура источников для покрытия спроса на природный газ в США до 2009 г.
Рис. 1.8. Структура источников для обеспечения газом
США П
Данная ситуация с замещением во много обусловлена удорожанием стоимости добычи традиционного газа при одновременном снижении стоимости добычи нетрадиционного газа (в том числе сланцевого).
Более подробно информация о стоимости добычи сланцевого газа представлена в разделе 1.2 «Существующие оценки стоимости добычи сланцевого газа. Перспективы трансформации принципов ценообразования на природный газ».
Месторождение сланцевого газа Барнетт в Северном Техасе (Форт- Уэрт) стало первым, активно разрабатываемым месторождением, после ряда экспериментов с новыми технологиями и обустройством скважин, постепенно обеспечило высокую производительность.
— — — — — — — — —
Импорт Попутный газ Традиционный газ (шельф) Традиционный газ (суша)
Метан уголных пластов В Сланцевый газ Аляска
Месторождение Барнетт является одним из наиболее привлекательных на территории США. Мощность продуктивного пласта колеблется диапазоне от 50 м до 200 м и содержит от 0,5 до 3 млрд куб. м запасов газа на квадратный км. Расчетное содержание газа на базе данных Международного энергетического агентства составляет 6,5-39 трлн куб. м (табл. 1.4.).
На основе первоначальных данных Геологическая служба США оценивала извлекаемый потенциал месторождения всего в 3,4 трлн куб ф (0,1 млрд куб.м). В середине 2000-х годов оценка была увеличена до 26 трлн куб. ф. (737 млрд куб.м).
Необходимо отметить, что показатели ожидаемой накопленной добычи на данном месторождении обновляются ежегодно.
На рис 1.9. представлено как менялись оценки в период с 2006 по 2008 гг. по данным компании Редженси Энерджи Партнерз (Regency Energy Partners).
Рис. 1.9. Изменение оценок ожидаемой накопленной добычи на месторождении Барнетт до 2025 г. [30]
Первая скважина на месторождении Барнетт была пробурена еще в 1980-х годах, но современная разработка началась в 1995 г.
В период с 2000 по 2007 гг. произошло практически десятикратное увеличение объемов бурения, что было связано с привлечением к этому процессу большего количества операторов.
Развитие деятельности по добыче происходило особенно быстро и на других залежах сланцевого газа в последние 4-5 лет до 2008 г. Однако снижение цен на природный газ и негативные кризисные явления в конце 2008 привели к замедлению или даже приостановке добычи в регионах с самой высокой стоимостью добычи.
В 2008 году на месторождении Барнетт было добыто около 44 млрд куб. м газа больше, чем из 12 тыс. скважин. В том же году было пробурено еще почти 3 тыс. скважин. Многие скважины бурились даже на городских территориях. На пике активности в 2008 на месторождении Барнетт находилось более 180 буровых установок, что составляет 10 % всех буровых установок в Соединенных Штатах и 5 % от мировых буровых установок.
Почти 200 компаний осуществляли бурение на данном месторождении, однако 80 % добычи приходится на 6 больших операторов.
Общая площадь месторождения Барнетт, которая потенциально может быть вовлечена в эксплуатацию составляет около 13 тыс. кв км.
Несмотря на то, что величина извлекаемых запасов до настоящего времени точно еще не известна, указанное месторождение находится в списке десяти наибольших месторождений мира, по критерию пиковой добычи.
Данные по коэффициенту извлечения газа даже по одному и тому же месторождению (Барнетт) сильно различаются. По данным The National Petroleum Council коэффициент извлечения составляет 7%. [ ] Сервисная компания Halliburton приводит другие значения, ожидая, что в результате удлинения горизонтальных стволов многозабойных скважин, проведения многоэтапного повторного ГРП на скважинах пробуренных в 2003-2004 гг., а также уплотнения сетки скважин, коэффициент извлечения сланцевого газа на месторождении Барнетт возрастет с 11% до 18%. ["]
По данным анализа больше 7 тыс. скважин на месторождении Барнетт, проведенных Международным энергетическим агентством, профили добычи сланцевого газа очень похожи. Все скважины, независимо от их производительности, характеризуются высокой первоначальной добычей, после чего происходит быстрое снижение объемов добычи (рис. 1.10). Данная ситуация типична как для горизонтальных и для вертикальных скважин. среднемесячная добыча, млн куб. м
накопленная добыча, млн куб. м
Рис. 1.10. Профили добычи и накопленной добычи для горизонтальных скважин на месторождении Барнетт [33]
Причины различной производительности скважин - это, прежде всего качество самой залежи, непосредственно в месте пробуренной скважины (то есть геологический запас газа на скважину) и эффективность процесса завершения сооружения скважины (для обеспечения максимизации площади контакта с пластом).
Изменение в производительности сланцевых скважин существенно динамичнее, чем для традиционных скважин.
Темпы снижения добычи сланцевого газа на месторождении Бар 1-х ^ более высокие, чем для большинства традиционных скважин, средневзвешенное значение годовой добычи по сравнению с первым эксплуатации скважины для второго года меньше на 39%, и на 50% мец ^^ для третьего. После этого темпы падения добычи немного замедляй^ Однако, несмотря на это большая часть добычи газа приходятся начальные годы эксплуатации скважины. В четвертом году добыча составляет на 57% от добычи в первом году. ~хт В м
Более подробно профиль добычи сланцевого газа представлен рис. 1.11. млн куб. м в сутки 1,4 суточный дебит среднегодовой уровень добычи год Добь1ч и
Рис. 1.11. Схематичный профиль добычи сланцевого газа по скважине
Для вертикальных скважин темпы снижения добычи еще выще 42% во втором году и на 55 % в третьем.
Международное энергетическое агентство оценивает среднее знаи накопленной добычи для горизонтальной скважины на уровне 38,6 м^ц м (указанное значение не учитывает возможность проведения меропр^
Темпы снижения добычи сланцевого газа на месторождении Барнетт более высокие, чем для большинства традиционных скважин. В средневзвешенное значение годовой добычи по сравнению с первым годом эксплуатации скважины для второго года меньше на 39%, и на 50% меньше для третьего. После этого темпы падения добычи немного замедляются. Однако, несмотря на это большая часть добычи газа приходятся на начальные годы эксплуатации скважины. В четвертом году добыча уже составляет на 57% от добычи в первом году. млн куб. м в сутки
Рис. 1.11. Схематичный профиль добычи сланцевого газа по скважине [34] год добычи
Для вертикальных скважин темпы снижения добычи еще выше - на 42% во втором году и на 55 % в третьем.
Международное энергетическое агентство оценивает среднее значение накопленной добычи для горизонтальной скважины на уровне 38,6 млн куб. м (указанное значение не учитывает возможность проведения мероприятий
Более подробно профиль добычи сланцевого газа представлен на рис. 1.11. по повышению газоотдачи пласта). Среднее значение для вертикальной скважины - 20,7 млн куб. м.
Информация компании Халлибертон (Halliburton) несколько отличается от приведенных значений МЭА - начальный дебит и накопленный объем добычи для горизонтальных скважин в три раза больше, чем для вертикальных.
Важно отметить, что дебиты и накопленная добыча по скважинам не менялись столь существенно (сколь ранее) с 2005 года, когда начался процесс активного бурения горизонтальных скважин.
В условиях благоприятной ценовой конъюнктуры развитие добычи сланцевого газа в этот период осуществлялось экстенсивным путем, в том числе за счет расширения добычи в менее продуктивных районах.
Международным энергетическим агентством был проведен анализ по определению расчетного профиля добычи на данном месторождении. Для этого МЭА, основывалось на следующих предположениях: профили добычи по одной скважине аналогичны профилям по скважинам на месторождении Барнетт, техника и технология строительства скважин остаются на текущем уровне, ежегодно будет буриться около 800 скважин.
Расчеты показали, что в данном случае добыча на группе скважин выйдет на «полку» на седьмой год. Уровень «полки» составит около 30 млрд. куб. м. Необходимо постоянно осуществлять бурение для поддержания добычи на полке. В случае приостановки бурения добыча упадет в 2 раза уже через 3 года.
На рис. 1.12 представлен схематичная диаграмма добычи сланцевого газа, основанного на указанных предположениях. млрд куб. м
О 5 10 15 20 25 30 35 год
Рис. 1.12. Схематичный профиль добычи сланцевого газа по группе скважин [35]
Разноцветные сектора характеризуют добычу сланцевого газа скважинами, сооружаемыми в каждый конкретный год.
Взаимосвязь между инвестициями и добычей, а, следовательно, cash flow для сланцевых месторождений существенно отличается от традиционных месторождений. Для сланцевых месторождений необходимо осуществления постоянного бурения, однако, при этом окупаемость инвестиций здесь в среднем всего 5 лет.
По этому для новых месторождений риск неопределенности в отношении цены и стоимости добычи не столь существенен. В этой связи сланцевый газ может играть роль замыкающего поставщика в зависимости от конкретной ситуации на рынке.
Как указывалось ранее, добыча сланцевого газа характеризуется самыми высокими темпами роста по сравнению с другими источниками энергии в США. Несмотря на это, перспективы добычи сланцевого газа не являются однозначными. Хотя практически все специалисты и аналитики отрасли сходятся во мнении, что добыча сланцевого газа в мире будет расти. Основной вопрос заключается именно в темпах данного роста.
По оценкам Администрации энергетики США опубликованная в ежегодном отчете «International Energy Outlook 2009» (дата выхода публикации 29.05.2009), добыча сланцевого газа к 2030 году возрастет до 4,2 трлн куб. ф. (119 млрд куб. м) (около 18% совокупной добычи США) с 1,1 трлн куб. ф. (31 млрд куб. м) в 2006 году. [36]
Однако чем через полгода Администрация энергетики США в другом своем ежегодном отчете «Annual Energy Outlook 2010» (дата выхода публикации 14.12.2009) указывает более оптимистичные цифры и прогнозирует рост производства до 128 млрд куб. м к 2020 г. и до 156 млрд куб. м к 2030 г. [37]
Американская компания, специализирующаяся на консультировании в области энергетики Тристон Кэпитал (Tristn Capital) оценивает перспективы добычи сланцевого газа в США весьма оптимистично. В подготовленном отчете для авторитетного американского журнала Oil and Gas Journal они указывают, что добыча сланцевого газа в США уже к 2018 года составит чуть менее двухсот миллиардов кубометров - 196 млрд куб. м [38]
Аналитики компании WoodMackenzie также весьма оптимистичны в оценках планируемой добычи в США и ожидают, что к 2025 г. американское производство сланцевого газа достигнет 30 млрд куб. ф. в день (310 млрд куб. м). При этом они предполагают, что половина указанной добычи будет обеспечена за счет увеличение производительности буровых установок в будущем. [39]
На фоне указанных оценок весьма сдержанными выглядят прогнозы Международного энергетического агентства, опубликованные в ежегодном отчете «World Energy Outlook 2009», которое ожидает объем добычи сланцевого газа в США на уровне 150 млрд куб. м к 2030 г.
Более подробно информация по оценкам добычи представлена в таблице 1.6.
В процессе изучения информации по данному вопросу было отмечено, что оценки даже одного и того же агентства или организации имеют свойство меняться за очень короткий период времени, в связи, с чем указанная таблица была дополнена столбцом с датой оценки.
Таблица 1.6.
Оценки перспектив добычи сланцевого газа в США до 2030 года, млрд куб.м
Столь широкий диапазон оценок перспективной добычи сланцевого газа в США можно объяснить рядом факторов.
Во-первых, отсутствие определенности в прогнозах по добыче сланцевого газа в США и, особенно за их пределами обусловлено невысокой геологической изученностью, недостаточно достоверной информации о местах расположения значительных ресурсов и запасов сланцевого газа, а также непродолжительной историей добычи сланцевого газа современными методами.
Во-вторых, определяющим фактором для жизнеспособности проектов в области добычи сланцевого газа является цена его реализации на внутреннем рынке. Как известно, газовая отрасль отличается высокой инерционностью, поэтому эффект от инвестиций в добычу наблюдается не сразу, а через несколько лет. Если цены на природный газ в США будут оставаться на относительно низком уровне, то это может привести к недоинвестиованию в текущее время и, в результате, возникновению разрыва между спросом и предложением в будущем. Указанный неудовлетворенный спрос может покрываться как за счет поставок импортного СГТГ, так и трубопроводного газа из Канады и в долгосрочной перспективе Аляски.
В-третьих, в связи с тем, что добыча сланцевого газа в настоящее время неразрывно связана с необходимостью бурения большого количества скважин, а, следовательно, охвата больших территорий важным ограничивающим фактором роста добычи сланцевого газа могут стать экологические ограничения. Если для США этот фактор в нынешних условиях не столь существенен, то для Европы он может явиться «узким местом» для широкого распространения добычи в регионе. Кроме того, добыча сланцевого газа предусматривает необходимость проведения гидравлического разрыва пласта - попадание специальных жидкостей в подземные (питьевые) воды или пролив на поверхности может также негативно сказаться на перспективах развития добычи. Важно отметить, что до настоящего времени последствия от возможного влияния массового проведения гидроразрыва пласта на экологию региона детально не изучались, а следовательно данная ситуация является высоким фактором неопределенности.
Анализ ситуации в области сланцевого газа в США показал, что в данной стране был обеспечен целый ряд благоприятных факторов, способствовавших развитию добычи в указанной стране.
Указанные факторы были выделены в следующие группы: политические, экономические, технико-технологические, экологические, социальные.
Политические причины. С приходом к власти в США Барака Обамы принципы построения топливно-энергетического комплекса страны стали существенно меняться. Если его предшественник - Джордж Буш младший делал акцент на обеспечение растущих потребностей США в импорте нефти и газа, то Барак Обама опирается на собственные ресурсы страны. В период руководства страной Джорджем Бушем младшим был построен ряд приемных СПГ терминалов (в настоящее время их 7), а также анонсировано доведение их количества до 40, как на западном, так и на восточном побережьях страны. [45]
В конце марта 2009 Барак Обама заявил о расширении районов добычи углеводородов и предложил отменить мораторий на добычу нефти и газа на континентальном шельфе США [4б].
По мнению нынешнего президента США, главная цель новой энергетической политики страны направлена на снижение зависимости от импорта нефти и газа. Указанные изменения во внутренней энергетической политике страны нацелены, прежде всего, на обеспечение энергобезопасности страны.
В условиях ограниченности запасов нефти и газа в стране, особое внимание уделяется вопросам поддержки и развития возобновляемых и нетрадиционных источников энергии.
Активное развитие добычи сланцевого газа во многом стало возможным в США благодаря поддержке данной идеи властями всех уровней, а также местными сообществами.
Экономические причины. В последние несколько лет на фоне высоких цен на энергоносители в США происходило массовое бурение, что позволило обеспечить значительную экономию за счет «эффекта масштаба».
В США была обеспечена возможность аренды больших перспективных территорий по низкой цене, что представляется малореалистичным, например, в Европе.
Юридические причины. Процесс выдачи разрешений на осуществление бурения в США отличается простотой и организованностью. Кроме того, здесь обеспечивался упрощенный доступ к земле (также в отличие от Европы).
Технико-технологические причины. Накопление значительного опыта, экспериментирование и адаптация технологий в смежных отраслях (прежде всего в нефтяной), позволили осуществить оптимальное сочетание трехмерного моделирования пластов, бурения горизонтальных скважин, а также проведения гидроразрыва пласта, что обеспечило получение синергетического эффекта от данных технологий, а также возможность качественного скачка в развитии добычи сланцевого газа. Это, в конечном счете, позволило владельцам сланцевых месторождений эффективно осуществлять их разработку.
Несмотря на то, что все технологии не являются чем-то качественно новым (и все они использовались ранее при добыче нефти и газа) за последнее время происходило их совершенствование, что в условиях высоких цен на нефть привело к успеху.
Здесь следует отметить некоторые направления совершенствования бурения и ГРП. В связи с низкой проницаемостью сланца для обеспечения интенсификации притока газа необходимо было увеличить площадь соприкосновения скважины с продуктивным пластом. Горизонтальные скважины в определенной мере позволяли достичь этого. Однако ещё больший экономический эффект достигался за счет бурения многозабойных скважин (экономия на бурении вертикального участка скважины), а также кустового бурения, т.е. бурения 10-12 скважин с одной площадки (так как перемещения буровой установки является достаточно дорогим процессом).
Кроме того, бурение многозабойных скважин позволяет вовлекать в разработку продуктивные горизонты на разных глубинах и охватывать значительные территории.
Также в последнее время были улучшены качественные характеристики буровых долот - увеличена их износостойкость, что позволяло экономить время и средства на осуществлении спускоподъемных операций. В результате сам процесс бурения скважин в последнее время в среднем удалось сократить до 14 дней.
К благоприятным факторам в США следует также отнести наличие значительных водных ресурсов, которая используется при бурении и ГРП, а также возможность её утилизации.
США отличаются от ряда стран хорошо развитой местной транспортной инфраструктурой, что позволило без существенных капитальных вложений осуществлять доставку оборудования и материалов до мест бурения и ГРП, а также транспорта добытого газа до потребителей.
Проведенные ранее геологоразведочные работы в данной стране, позволили получить большое количество геологической информации без значительных материальных вложений в поиски и разведку.
Социальные причины. К благоприятным факторам следует также отнести относительно невысокую плотность населения в местах добычи сланцевого газа, а также социальную солидарность людей с производителями газа.
Экологические причины. Отсутствие жестких ограничений в отношении проведения гидравлического разрыва пласта, а также использованием воды и в целом охраны окружающей среды, способствовали развитию добычи сланцевого газа.
Прогнозирование основных тенденций в сфере сланцевого газа отличается высокой неопределенностью в силу его специфики и недостаточной изученности. Несмотря на это, были выявлены определенные ожидаемые тенденции в части развития добычи, технологий, сделок и ситуацией с поставщиками традиционного газа.
Развитие добычи. Предполагается рост добычи сланцевого газа в новых регионах стран, где уже ведется промышленная добыча (США и Канада), а также начало экспериментальной добычи в Европе (Польша, Украина, Германия), Китае, Австралии, других регионах мира.
В 5-летней перспективе не ожидается существенной добычи сланцевого газа в Европе в силу его дороговизны.
Несмотря на заявления о возможности производства СПГ в Северной Америке на базе сланцевого газа развитие данного направления представляется маловероятным по причине низкой конкурентоспособности выпускаемого таким образом СПГ.
Технологии. Большинство исследований по увеличению проницаемости в настоящее время направлены на совершенствование процесса гидроразрыва пласта. Во многом это обусловлено тем, что ГРП является основой для экономически выгодного бурения сланцевых скважин. Большинство скважин, пробуриваемых в последнее время, являются горизонтальными, при этом стоимость проведения ГРП на них может составлять около 1А от всей стоимости скважины. [ ]
Также предполагается проведение работ с целью снижения стоимости и повышения качества жидкостей для ГРП.
В отношении бурения с целью снижения стоимости бурения планируется увеличения доли кустового бурения и бурения многозабойных скважин.
Сделки. Ожидается что в ближайшие несколько лет до более четкого прояснения ситуации с запасами и ресурсами сланцевого газа в мире, а также развитием ситуации с добычей в США и Канаде рынок сделок по приобретению небольших и средних компаний будет достаточно активным. Кроме того, крупнейшие мировые нефтегазовые компании в той или иной форме начнут деятельность по добыче сланцевого газа, это может быть формализовано путем приобретения компании целиком или приобретения доли компании, создания совместных предприятий или найма сервисной компании для выполнения необходимых специализированных работ.
Давление на поставщиков традиционного газа. Давление на поставщиков трубопроводного газа и СПГ (в части снижения контрактных цен, предоставления более гибких условий поставки) в ближайшие несколько лет вероятно продолжится. Однако в среднесрочной перспективе мировой рынок вновь станет «рынком продавца» и давление на поставщиков ослабится.
1.2. Существующие оценки стоимости добычи сланцевого газа
В настоящее время большое количество экспертов и аналитиков приводят свои оценки стоимости добычи сланцевого газа. Однако данные оценки отличаются очень высокой вариативностью.
С одной стороны данная ситуация обусловлена тем, что месторождения сланцевого газа объективно сильно отличаются между собой (географическое расположение, геологические характеристики, законодательство и т.д.), с другой стороны разность оценок вызвана субъективностью аналитиков в отношении перспективности или бесперспективности развития добычи сланцевого газа.
Специалисты, расценивающие добычу сланцевого газа как перспективное направление, склонны занижать оценки, при этом они связывают свои прогнозы с возможным прорывом в области техники и технологии. В то время как их оппоненты завышают стоимость и обосновывают свою точку зрения высокими экологическими и социальными рисками, а также вероятностью роста опережающими темпами стоимости оборудования для добычи сланцевого газа.
Обычно аналитические агентства и эксперты газового рынка приводят данные по стоимости добычи сланцевого газа без приведения соответствующих расчетов или указания исходных предпосылок для определения стоимости газа. На этом фоне достаточно выигрышно смотрятся данные представляемые Международным энергетическим агентством в отчете World Energy Outlook 2009.
Стоимость горизонтальной скважины указанным источником оценивается в 3 млн долл. США. Кроме того, оператор проекта обязан оплатить 225 тыс. долл. за право доступа к земле, а также ежегодно оплачивать роялти в размере 12,5% от выручки и нести дополнительные расходы, связанные с деятельностью по добыче из расчета 18 тыс. долл. за млн. куб. м. [4В]
Указанное значение стоимости скважины приведено для месторождения Барнетт и сопоставимо со стоимостью скважин на месторождениях Файэтевил - 2,9 млн. долл. (с начальной добычей 3 млн ф. день (31 млн куб. м в год) и Марселлус - 3,5 млн. долл. (с начальной добычей 4,1 млн ф. день (42 млн куб. м в год). [49]
В настоящее время МЭА оценивает стоимость добычи сланцевого газа, обеспечивающую ВНД=10% на основных 7 месторождениях в США и Канаде на уровне от 3 до 6 долл. за МБТЕ
По оценке МЭА для среднестатистической горизонтальной скважины на месторождении Барнетт чистый дисконтированный доход (ЧДД) составляет около 580 тыс. долл. Данная оценка приведена исходя из затрат на бурение и эксплуатационных по состоянию на 2008 год, налоговом режиме США, ставке дисконтирования 10%, и цены реализации на устье скважины 6 долл. за МБТЕ. В то же время МЭА отмечает, что медианное значение ЧДД близко к нулю, это значит, что почти половина скважин нерентабельны при цене реализации газа 6 долл. за МБТЕ на устье скважины.
Для вертикальной скважины показатель ЧДД составляет 100 тыс. долл. МЭА не приводит данные по стоимости вертикальных скважин, однако по информации Halliburton горизонтальные скважины обычно стоят в два раза дороже, чем вертикальные.
Точка безубыточности, обеспечивающая ВНД на уровне 10% для разных областей месторождения Барнетт, находится в диапазоне от 4 до 12 долл. за МБТЕ. Широкий диапазон оценок стоимости добычи сланцевого газа вызван разной продуктивностью и качеством залежей в различных областях в пределах месторождения Барнетт.
Более подробно информация о стоимости добычи сланцевого газа в разных областях месторождения Барнетт представлена на рис. 1.13. долл. за МБТЕ 16 пороговая цена средняя пороговая цена
О* ^ о* ^ < Г
Рис. 1.13. Стоимости добычи сланцевого газа в разных областях месторождения Барнетт [50]
Как видно из указанного рисунка регионами с самой низкой стоимостью добычи сланцевого газа являются Джонсон (Johnson) и Тарант (Tarrant) 3-5 долл. за МБТЕ, а с самой дорогой - Джек (Jack) и Эрас (Erath) 12-14 долл. за МБТЕ. В этой связи вполне логичным является то, что более половины всего фонда горизонтальных скважин на месторождении Барнетт было пробурено в районах Джонсон и Тарант, в то время как в районах Джек и Эрас только 2%.
Указанные значения приведены в среднем по районам, при этом даже в переделах одного и того же района стоимость добычи сланцевого газа сильно разнится.
В связи с тем, что бурение сланцевых скважин производится на всё больших территориях, стоимость аренды земли и роялти существенно возросли с течением времени. В результате чего стоимость добычи для вновь вводимых объектов несколько выше, чем для более ранних объектов.
Основные направления по снижению стоимости добычи сланцевого газа следующие: развитие техники и технологии добычи; поиск лучших по качеству месторождений сланцевого газа; повышение коэффициента извлечения сланцевого газа.
Дальнейшее развитие техники и технологии в лучшем случае сможет обеспечить удержание стоимости добычи сланцевого газа на нынешнем уровне.
Текущие коэффициенты извлечения сланцевого газа на уровне от 8 до 30% существенно ниже, уровней для традиционных скважин - 60-80 %.
Основные улучшения в направлении увеличения коэффициента газоизвлечения уже были достигнуты за счет бурения горизонтальных скважин и проведения многоэтапного ГРП.
По оценке МЭА в случае увеличения коэффициента газоизвлечения до 50% и фиксированной стоимость скважины, стоимость добычи сланцевого газа может уменьшиться на 30%.
В то же время прогресс в области техники и технологии может быть нивелирован за счет увеличения стоимости оборудования, услуг и материалов, а также более строгими требованиями к использованию воды при бурении и проведении ГРП.
Изменение капитальных вложений приводят к изменению стоимости добычи сланцевого газа приблизительно на столько же процентов.
В качестве хорошего примера в области снижения стоимости добычи сланцевого газа можно рассматривать компанию Саусвест Энерджи (Southwestern Energy), которая добилась больших успехов, работая на месторождение Файэтевил (Fayetteville). По оценке аналитика компании Вуд Макензи (Wood Mackenzie) Phani Gadde (Фани Гейда) компания обеспечила снижения цены безубыточного производства с 5 долл. за тыс. куб. ф (177 долл. за тыс. куб. м) несколько лет назад до 3,75 долл. за тыс. куб. ф (132 долл. за тыс. куб. м) или даже менее в настоящее время. Во многом это обусловлено тем, что начальные дебиты скважин увеличились в 2,5 раза в течение двух лет, кроме того, время бурения одной скважины сократилось с 30 до 14 дней. [51]
По мнению известного в России аналитика Михаила Корчемкина из компании «East European Gas Analysis» цена окупаемости добытого газа по отдельным категориям сланцев снизилась до 2,5 доллара за тыс. куб. ф. (88 долл. США за тыс. куб. м). Кроме того, показатели затрат на добычу продолжают сокращаться. [52]
По данным журнала «Нефтегазовая вертикаль» рентабельная добыча сланцевого газа на месторождении Барнетт обеспечивается при ценах Henry Hub 5,4-7,39 долл. за млн БТЕ (193-264 долл. за тыс. куб. м), в бассейне
Файэтевил - выше 5,95 долл. за млн БТЕ (212 долл. за тыс. куб. м), в бассейне Вудфорд - более $7,24 за млн БТЕ (258 долл. за тыс. куб. м).
По оптимистическим оценкам производство сланцевого газа рентабельно при газовых ценах 5-6 долл. за МБТЕ (180-216 долл. за тыс. куб. м), по умеренным - при 6-7 долл. за МБТЕ (216-252 долл. за тыс. куб. м), по пессимистическим - 7-8 долл. за МБТЕ (252-288 долл. за тыс. куб. м).
По мнению ряда специалистов, стоимость добычи сланцевого газа в Европе кардинальным образом будет отличаться от указанных выше оценок. По мнению аналитика компании WoodMackenzie Rhodri Thomas (Родри Томас) цена окупаемости сланцевого газа в Европе будет около 9 долл. за МБТЕ (324 долл. США за тыс. куб. м) или почти в два раза больше, чем на американском континенте в настоящее время. [53]
В принципе позиция представителя WoodMackenzie относительно стоимости добычи газа в Европе представляется достаточно обоснованной.
В США сложились достаточно благоприятные условия для развития добычи сланцевого газа (они уже описывались ранее).
1.3.Перспективы трансформации принципов ценообразования на природный газ
Важным вопросом, определяющим перспективы добычи сланцевого газа, является цена его реализации.
Исторически цены на природный газ формировались в четкой привязке в той или иной форме к нефти.
Принято считать, что газовые цены на протяжении многих лет повторяли динамику изменения нефтяных с временным лагом в 6-9 месяцев.
При этом конкретные принципы ценообразования в регионах мира определялись с учетом местной специфики. В европейских странах происходила привязка к корзине нефтепродуктов, в Японии к нефти JCC (Japan Customs-cleared Crude, или Japanese Crude Cocktail) - отражающую усредненную стоимость всей импортированной нефти страны. В Китае, который только несколько лет назад стал импортировать сжиженный природный газ, присутствовало стремление к заключению контрактов на поставку газа в привязке к углю, который является базовым видом топлива для страны, и занимал в 2008 года около 70% в балансе потребления первичных источников энергии (доля газа - 3,6%). [54]
При этом необходимо отметить, что, несмотря на лучшие экологические характеристики газа, его цена обычно ниже цены нефти за единицу энергии. Величина данного дисконта в среднем составляет около 3040%.
Следует также отметить, что если на протяжении последнего десятилетия происходило уменьшение указанного дисконта, и некоторые страны даже приобретали газ по цене нефтяного паритета, то в долгосрочной перспективе многие специалисты прогнозируют его увеличение.
Для США минимальное значение дисконта от нефтяного паритета было в 2001 г. и 2003 г. - всего 13% и 12% соответственно. Однако в 2008 г. значение указанного дисконта составило 55%, а в долгосрочной перспективе до 2035 г. Министерство энергетики США планирует уровень 66-67%. Другими словами единица энергии нефти может стоить в три раза дороже, чем газа.
Более подробно ретроспективные и прогнозные данные представлены на рис. 1.14.
Рис. 1.14. Соотношение цен цены нефти и природного газа [55]
В последнее время активизировались дискуссии на тему отвязки газовых цен от нефтяных. Так, например, в 2009-2010 гг. ОАО «Газпром» вынужден был пересмотреть ряд своих долгосрочных контрактов с европейскими потребителями, снизив обязательства по условиям «бери или плати», а также изменив принципы формирования цены.
Перспективы реализации проектов, как в области добычи сланцевого газа, так и в сфере производства СПГ во многом будут определяться в зависимости от принципов формирования цены на газ и его уровней.
Принципиально возможно три варианта трансформации системы ценообразования на природный газ:
1. Цены на газ в долгосрочной перспективе будут соответствовать ценам на нефть.
Данный вариант является наиболее благоприятным для производителей сланцевого газа и СПГ, однако представляется маловероятным. В то же время назвать его нереалистичным так же не верно, что обусловлено возможностью ужесточения в мире экологических требований в части выбросов СО2 в атмосферу.
Цены на газ в долгосрочной перспективе будут полностью отвязаны от нефтяных цен.
Данный вариант, также представляется как маловероятным. Во многом это обусловлено тем, что в ряде отраслей (как, например, электроэнергетике) нефть и газ выступают в качестве товаров субститутов. Другими словами перед потребителем будет стоять выбор между различными видами энергии. Поэтому в случае возникновения значительных отклонений цен переход потребителей энергии на другой вид топлива (межтопливный арбитраж), очевидно, будет способствовать устранению возникающей диспропорции и снижению разницы в ценах.
Однако, несмотря на это, нефть и газ не являются абсолютно взаимозаменяемыми источниками энергии. Во-первых, даже, несмотря на увеличение ликвидности газового рынка за счет развития производства и потребления СПГ в мире, далеко не во всех странах существуют приемные терминалы или имеется хорошо развитая газопроводная инфраструктура. Поэтому с точки зрения удобства транспорта нефть выглядит предпочтительнее. Во-вторых, некоторых отраслях замещение нефти газом невозможно в силу ряда технологических особенностей и ограничений.
Цены на газ в долгосрочной перспективе будут соответствовать ценам на нефть с определенным дисконтом.
Указанный вариант представляется наиболее вероятным. С течением времени величина данного дисконта может изменяться в зависимости от ситуации на рынке нефти и газа (рынок покупателя или рынок продавца в данный конкретный период). Кроме того, не следует забывать и о том, что благодаря использованию современных, но дорогостоящих настоящее время технологий возможно производство высококачественно автомобильного топлива из природного газа по технологии газ - в - жидкость. В перспективе за счет развития технологий возможно снижение стоимости такого производства и в результате более активное развитие данного направления деятельности, что, в конечном счете, может привести к возможности большей взаимозаменяемости нефти газом.
2. Характеристика, текущее состояние и перспективы развития производства, морского транспорта и регазификации сжиженного природного газа в России и мире
Поставки природного газа в промышленных масштабах в мире осуществляются с использованием магистральных газопроводов или путем сжижения природного газа с его последующим транспортом по морю.
Долгие годы считалось, что поставки СПГ являются более конкурентоспособными по сравнению с трубопроводными при расстоянии транспорта более 3,5 тыс. км.
СПГ позволяет осуществлять межконтинентальные поставки газа, что практически не представляется возможным с использованием магистральных газопроводов (исключение составляют небольшие по расстоянию и пропускной способности газопроводы из Африки в Европу).
В связи с озабоченностью многих развитых стран вопросом энергобезопасности и стремлением к диверсификации поставщиков в последние годы происходило массовое строительство терминалов по приему СПГ в ряде государств.
Для организации поставок природного газ из России на американский континент СПГ является единственно возможным средством транспорта.
В данной главе рассматриваются вопросы производства, транспорта и приема СПГ - источника, который является прямым конкурентом сланцевого газа.
2.1. Современное состояние мировой индустрии сжиженного природного газа
Сжиженный природный газ (СПГ) - жидкость без цвета и запаха, производится при атмосферном давлении и температуре минус 161 градусов по Цельсию. При этом природный газ уменьшается в объеме в 600 раз, что обеспечивает удобство его транспортировки.
До сжижения газ необходимо очистить от тяжелых углеводородов и примесей, которые конденсируются при низких температурах. Сам процесс сжижения производится в серии теплообменников, которые обеспечивают последовательное охлаждение природного газа, полное сжижение и некоторое переохлаждение.
Установки сжижения являются большими потребителями энергии, которая обычно производится за счет использования части сжижаемого газа (в тепловом эквиваленте около 12%).
Далее, как правило, СПГ отправляется на экспорт по морю. Для этого используются специальные суда - метановозы (СПГ-танкеры). Метановозы являются плавучими резервуарами-хранилищами СПГ. Они перевозят СПГ в переохлажденном виде (около минус 160С) и под давлением, несколько большим атмосферного.
Для метановозов существует два важных эксплуатационных параметра - относительное давление в танках (резервуарах) СПГ и суточные потери на испарение.
По типу резервуаров метановозы бывают мембранные или самонесущие.
Мембранные танки - это резервуары, имеющие тонкую непроницаемую стенку (мембрану), скрепленную через слой теплоизоляции с элементами корпуса судна. Мембрана сконструирована таким образом, что способна компенсировать термические сжатия и расширения и представляет первичный барьер; который должен быть продублирован полным вторичным барьером, способным удержать СПГ в случае разрыва танка.
Самонесущие или независимые танки - это резервуары, которые не являются составной частью корпуса и не способствуют прямо его прочности.
Для более полного понимания технологии перевозки СПГ приведу ее. краткое описание, подготовленное на базе Энциклопедии газовой промышленности. [56]
Полный рейс (ротация) метановоза состоит из следующих этапов: стоянки под загрузкой в порту . отправления (обычно в непосредственной близости от СПГ-завода); пути с грузом туда; стоянки иод разгрузкой в порту прибытия (обычно в непосредственной
, близости от приемного терминала); пути обратно без груза. . Перед- прибытием судна на завод сжижения на судне часть СПГ,. хранимого на дне танков откачивается и распыляется по поверхности СПГ в танках для их охлаждения перед разгрузкой, в то же . время на заводе производится запуск наливной эстакады и ее охлаждение.
Перекачка СПГ осуществляется с помощью насосов завода сжижения. Производится забор СПГ из резервуаров завода и подача в наливные трубопроводы на суше и стояки к танкам метановоза.
Для поддержания номинального давления в танках газ, образовавшийся при перекачке жидкости и при испарении в танках, откачиваются на берег по газовому стояку.
Заполнение танков производится, как правило, на 98 — 98,5% от их вместимости.
Движение груза (слив - налив СПГ) компенсируется движением морской воды (слив - налив) в двойном днище корпуса судна, используемом как балластная емкость. Эта операция осуществляется с тем, чтобы сохранять постоянной осадку судна и обеспечивать его устойчивость.
Далее метановоз отправляется из порта экспортера в порт импортера СПГ. Во время этого плавания с грузом главным объектом работ является поддержание постоянного давления в танках, слегка больше того давления, под которым СПГ хранился в резервуарах на берегу на заводе сжижения и, если возможно, ниже величины давления в резервуарах, в которые СПГ будет перекачан в терминале. Это нужно для того, чтобы ограничить объем испарений, которые могут произойти во время перекачки и плавания. По этой же причине давление в танках во время плавания регулируется - излишний испаряющий газ удаляется из резервуаров.
Суточная величина испарений метановоза зависит, помимо его размера (отношение поверхности обмена танков к объему груза) и используемой теплоизоляции, от климатических и морских условий (температура воды, воздуха, состояние моря и т.д.) и термодинамических характеристик загруженного СПГ (глубина переохлаждения и др.). Значения испарения изменяется в диапазоне от 0,18 до 0,25%. В перспективе ожидается снижение указанной величины до 0,10% за счет более совершенной теплоизоляции. Испарившийся газ используется как горючее для судна.
Перед прибытием судна в приемный терминал средства наземных резервуаров охлаждаются.
Перекачка СПГ к стоякам и системам на земле производится за счет погружных насосов танков метановоза. Поддержание давления в танках обеспечивается за счет обратной закачки в резервуар газа из терминала через разгрузочный газовый стояк. Заполнение балластных отсеков морской водой производится одновременно с откачкой продукта СПГ.
Загрузочные насосы отключаются, когда уровень СПГ достигает фиксированного значения постоянного объема, хранимого на дне резервуара. Этот объем определяется таким образом, чтобы перед следующей загрузкой на дне танка оставалось бы измеряемое количество СПГ, а температура на дне была бы ниже минус 155 градусов Цельсия. Кроме того, указанный остаток рассчитывается с учетом испарений во время обратного плавания, топливных нужд и предвидимых ожиданий (остановок) судна.
После этого метановоз отправляется обратно в порт экспортера.
В 2009 году суммарный объем мировых поставок СПГ составил 242,8 млрд куб. м, т.е. более 8% от глобального потребления природного газа (2940,4 млрд куб. м) и порядка 28% от объемов общемирового товарооборота газа (876,5 млрд куб. м, в том числе трубопроводный газ 633,8 млрд куб. м). [57]
В 2009 году в мире насчитывалось 18 стран-экспортеров СПГ и 22 страны, импортирующие сжиженный природный газ. География стран производителей и потребителей СГГГ продолжает расширяться.
Одним из ключевых вопросов в работе для оценки конкурентоспособности российского СПГ является определение стоимости транспорта СПГ.
По прогнозу ряда аналитиков мировой флот метановозов стабилизируется в 2010 после двух лет активного роста, с темпами более 50 % в год и резкого снижения фрахтовых тарифов.
Показательными являются темпы роста мирового флота метановозов. Для сооружения первых в мире 100 метановозов к 1998 г. потребовалось 34 года, следующие 100 были построены за 8 лет (к 2006 г.), последующие 100 были построены всего за 2 с половиной года к январю 2009 г. Таким образом, в настоящее время в мире функционирует более 300 судов для перевозки СПГ. [58]
Новые метановозы также намного больше по размеру. Современные метановозы Q-flex (размером 216 тыс. куб. м) и суда Q-max (размером 265 тыс. куб. м) больше на 60% и на 90%, соответственно, стандартных метановозов размером 125-145 тыс. куб. м, которые составляют большую часть флота.
На рис. 2.1 и табл. 2.1 схематично представлена информация о размерах и вместительности стандартных метановозов, (^-Пех и С)-тах.
301 т
345 т
Рис. 2.1. Размеры метановозов [59]
Таблица 2.1
Технические характеристики метановозов
Источник: РаИоп Boggs [ ]
Более подробно информация об уровне текущих мощностей по морской перевозке СПГ, а также заказах на строительство новых метановозов, а также вывода их из эксплуатации приведена на рис. 2.2. млн куб. м 10 метановозы выведенные из эксплуатации заказанные метановозы (с учётом года ввода) метановозы введенные в эксплуатацию
Рис. 2.2. Мощности мирового флота метановозов [61]
Увеличение количества и размеров судов, как ожидается, дополнительно увеличит мощности по перевозке СПГ на 55 % уже через два года.
Учитывая огромные капитальные затраты на строительство метановозов, большинство судов сооружается под конкретные проектов и работает по одному или двум маршрутами, обеспечивая поставки СПГ потребителям по долгосрочным контрактам.
Рынок судов, не работающих на определенных маршрутах ограничен. Но, несмотря на это, столь бурный рост мощностей по перевозке СПГ привел к сокращению спотовых ставок на аренду практически наполовину до 25 тыс. долл. в день (в мае 2009 г.), по сравнению со среднегодовыми значениями в 2008 г. на уровне 40-50 тыс. долл. в день и еще больше по сравнению с пиковыми значениями сентября 2007 г. на уровне 80 тыс. долл. в день. По мнению экспертов, в перспективе фрахтовые ставки начнут расти.
В условиях активного развития добычи сланцевого газа происходит некоторое снижение активности по заказам на строительство новых судов для перевозки СПГ. Если в 2009 г. было построено более 40 метановозов, то в 2020 г. планируется строительство более 20 судов.
Как ожидается, существующие мощности будут востребованы новыми проектами по производству СПГ, которые все еще вводятся в эксплуатацию на Ближнем Востоке и Азии. Таким образом, развитие флота осуществлялось опережающими темпами, а теперь происходит определенная балансировка рынка.
Похожие диссертации на Оценка влияния развития добычи сланцевого газа на перспективы реализации новых российских проектов в области производства и поставок сжиженного природного газа
