Програма „Енергиен мениджмънт

На база теоретичните изчисления и американския опит в добива на шистов газ могат да се оценят различните категории разходи, необходими за реализацията на инвестиционните проекти. В таблица 3 са обобщени по-важните от тях.

Сондиране, м	щ.д/сондаж
150 300 600 900 1200	1900000 2000000 2100000 2200000 2300000
Хидравлична пукнатина, м	щ.д/етап
75 150 225 300	200000 250000 300000 350000
Геоложки проучвания	76000 щ.д./сондаж
Симулация на резервоара	100000 щ.д.
Оперативни разходи	10 щ.д. на ден/сондаж
Рециклиране на вода	4.43 щ.д./барел
Концесионни плащания	15% нетна печалба
Административни	27% нетна печалба

Разходите за сондиране, хидравлично разкъсване и рециклиране на водата са оптимални за избраната технология, затова се приемат като фиксирани, т.е. те не се дисконтират. Към тях се добавят разходите за геоложки проучвания и симулация на резервоара, за които се допуска също, че не се променят във времето, за да се формира общата сума на постоянните разходи. Действителните разходи за сондиране и хидравлично разрушаване в различните блокове и сценарии са линейна интерполация на стойностите в таблица 1.

Годишните концесионни и административни разходи са изчислени като съответен процент от печалбата, докато за оперативните разходи и разходите за рециклиране са приети постоянни годишни стойности, които нарастват с дисконтовата норма 3%. По предварителни данни общото количество рециклирана вода за един сондаж е около 400 000 барела. Последните четири категории разходи представляват променливите разходи.

Най-важната стъпка в икономическия анализ на добива на шистов газ е детерминирането на извлекаемото количество запаси. За тази цел чрез специализиран софтуерен продукт свойствата на резервоара и производствените характеристики „симулират” общото (количество) ниво на добив и съответстващата на това ниво дневна/ годишна (за единица време) норма на добив. Особено подходящ за този тип компютърни симулации е софтуерният продукт CMG (Computer Modeling Group) и по-конкретно симулаторът GEM. Входните данни се определят от геолози, инженери по добива и компютърни специалисти и се разпределят в две основни групи: Свойства на резервоара; и Производствени характеристики. Ключовите компоненти в тези програмни продукти са проницаемостта на естествените и хидравличните пукнатини. За хидравличните пукнатини обикновено се приема моделът “една основна пукнатина”, вместо “мрежестия модел”, и референтна стойност на проводимостта (която е произведение на дебелината и проницаемостта на хидравличната пукнатина) 33 мили дарси-метра (мД-метра).

Изходните резултати от симулацията са модел на проницаемостта на хидравличната пукнатина, графика на нормата на добив, и графика на акумулирания добив. Хетерогенните резервоари се разделят на няколко хомогенни блока, а симулациите се извършват за всеки блок.

За да оценим икономическата ефективност от един сондаж ще използваме условен пример за един блок (с един сондаж) със средностатистически входни данни. В таблици 2 и 3 са показани минималната, максималната и средната стойност на свойствата на резервоара и производствените характеристики по информация на Общността на петролните инженери (ОПИ).

След симулацията се построява кривата на дневната норма на добив, която логично е намаляваща, най-често логаритмична, зависимост на времето, в годините на инвестиционния проект. На графика 1 е онагледена дневната норма на добив в хил.куб. фута/ден, отговаряща на средните стойности на свойствата на резервоара и производствените характеристики. Графиката показват експоненциално намаляващ дневен добив от 170 хил. куб. м. до 8500 куб.м., и акумулиран добив от блока за период от 35 години 396 млн куб.м.

Източник: EIA, Annual Energy Outlook 2011: With Projections to 2035

При определянето на дисконтираните нетни парични потоци се приема средна дисконтова норма от 3% (0.25% месечна). Тази норма съответства на доходността на съкровищните бонове или портфейла от облигации. Нарича се още без-рискова норма на възвращаемост и е оценка на цената на собствения капитал. Обикновено замества средно претеглената цена на капитала при по-продължителни инвестиционни проекти.

В изчисленията на нетната осъвременена стойност (НОС) не се отчитат данъците и положителните данъчни ефекти от амортизацията и изчерпването на шистовия газ, транспортните разходи, както и положителните екологични ефекти от заместването на въглищата с газ.

Резултатите от изчисленията показват, че срокът на откупуване на инвестицията е по-кратък от една година. Това е изключително положителен сигнал, затова е необходим задълбочен финансов анализ. Натрупаната НОС при различните сценарии варира между 32 и 68 млн. долара, а средната вътрешна норма на възвращаемост (ВНВ) е 28%.

От изчисленията може да се направи извода, че докато дневната норма на добив е 15 000 куб.м., проектът е с висока рентабилност. Под тази норма натрупаната НОС продължава да нараства, но средната възвращаемост на един инвестиран лев намалява под критичните 4,5%. С други думи, оптималното технологично решение за извличане на максимално количество газ влиза в противоречие с икономическата логика. Инвеститорите търсят начини да се оттеглят от подобни проекти или предварително договарят по-кратки концесионни задължения.

Обобщаващ коментар: Основна концепция във всеки икономически анализ е цената на най-добрата пропусната алтернатива. В конкретния случай тази алтернатива е цената на руския газ на европейска граница, с напълно реалистичните рискове за покачване в краткосрочен план до 500 щ.д./1000 куб.м., и повторение на политическата криза с Украйна. Много често като основна алтернатива на руския газ се посочва проектът Набуко, но данните за доказаните запаси сочат, че Русия притежава 48.1 трл.куб.м., докато Туркменистан 2.9, Узбекистан 1.9, Азербайджан 0.9. Освен това до 2028 г. Газпром има дългосрочен договор с Туркменистан, Узбекистан и Казахстан за изкупуване и износ на цялото количество добиван газ.

Единствено Иран разполага с впечатляващите 23 трл. куб. м., но вместо за конкуренция се заговори за газов картел с Русия. Доказателства за това е общото противопоставяне на двете страни, използвайки екологични аргументи, на проекта за изграждане на Транс-Каспийски газопровод.

Въпреки традиционните протести (някои от тях добре платени) на екологичните организации, американският опит показва, че шистовият газ и газът във въглищните пластове са единствената собствена възможност за диверсификация на руските газови доставки не само в България, но и в Европа. Не случайно, след норвежката Статойл и Газпром, все повече европейски компании участват в джойнт венчъри в разработване на американския шистов газ, като целта е придобиване на директен опит в този вид добив. Разбира се детайлните геоложки проучвания трябва да докажат наличието на шистов газ и норми на добив, доближаващи се до средностатистическите.
Литература:

Awerbuch, S., 1994, Risk-adjusted IRP: it’s easy!!! In: Proceedings of the NARUC-DOE Fifth National Conference on Integrated Resource Planning, Kalispell, Montana, pp. 228–269.

Chen, C., Raghavan, R, “Modeling a Fractured Well in a Composite Reservoir,” paper SPE 28393, December 1995.

http://www.epa.govEvaluation of Hydrocarbon Generation and Storage in the Barnett Shale, Ft. Worth Basin, Texas, Dan Jarvie, Humble Geochemical Services.

King, G.R.: “Material Balance Techniques for Coal Seam and Devonian Shale Gas Reservoirs,” paper SPE 20730, September 1990.

Schweitzer, R., H.I. Bilgesu: “The Role of Economics on Well and Fracture Design Completions of Marcellus Shale Wells,” paper SPE 125975 presented at the 2009 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA, 23-25 September.