Директор Інституту Горшеніна Володимир Фесенко: Ми обрали цю тему, оскільки її з початку року активно обговорюють міжнародні та українські ЗМІ. Для того, щоб зрозуміти, що є в цій темі, ми запросили не лише українських фахівців, але й експертів з Польщі, де вона теж актуальна.
Президент Київського енергетичного клубу Олександр Тодійчук: Я б запропонував розглянути це питання ширше. За кордоном сланцевий та вугільний газ, газ із піщаників та інші види газу, які
накопичилися в різних гірських породах, називають «нетрадиційним», тобто не тим, яким ми звикли користуватися в стандартному вигляді.Найкращим прикладом тут слугують США, де станом на 2010 рік 50%
своїх потреб забезпечують нетрадиційним газом із сланців. Якщо раніше його собівартість сягала $300-400 за тис. куб. м., то сьогодні ця ціна знизилася до $80-90. Тобто, це газ і з привабливою
економічною складовою.Відбулася ланцюгова реакція: як тільки США почали наполовину забезпечувати свої потреби видобутим на своїх територіях газом, відповідно відбулася певна кореляція всього ринку
газу у світі. Ми були свідками, що на спотовому ринку рік-два тому і навіть зараз відбувається значне зменшення спотових цін стосовно цін довгострокових контрактів, або, як їх ще називають, «трубними
контрактами». І на це змушений реагувати весь світ. Зокрема, нас тут цікавить позиція російського «Газпрому», який болюче сприймає цінові тенденції і змушений переглядати свою цінову політику. Ми
знаємо, що не лише Україна переглядає свої довгострокові контракти. Сам «Газпром»був ініціатором зміни контракту
з Туркменією, який вже не відповідав сьогоднішнім відносинам. Сьогодні Німеччина і цілий ряд інших країн досягають поступових змін своїх довгострокових контрактів. Вони стали не таким
актуальними.
Як відомо, до періоду кризи, значну долю у ціні на нафту та газ складала плата за страх: дуже швидко розвивалися економіки і всі боялися, що їм не вистачить енергоносіїв, тому платили на майбутнє.
І Україна теж стала заручником цього процесу. Хоча, якщо попробувати аналізувати той контракт, який був підписаний свого часу Юлією Тимошенко, то базова цифра у формулі визначення ціни на газ
становить $450. Це середня ціна на газ на час підписання контракту.Спочатку нам говорили, що криза Україну не зачепить, а потім, у січні місяці, коли вже були відомі тенденції, все одно уряд
Тимошенко сподівався, що до квітня місяця ми вийдемо з кризи і будемо споживати газу в до кризових обсягах. Завдяки США ціна на газ на спотовому ринку впала в 2-3 рази щодо цін у довготермінових
контрактах.Проблема України в цьому випадку полягає в тому, що, з одного боку, Україна себе зв’язала довготерміновими контрактами з викуповування російського газу. В іншому випадку, у нас нема
технічної інфраструктури отримати газ зінших джерел, наприклад, зріджений газ, який ми могли б купити на спотовому ринку. Коротко про ситуацію в Україні. У нас надзвичайно велика кількість газу
(метану), який супроводжує вугільні пласти. За різними оцінками, Україна могла б видобувати до 8 млрд куб м газу на рік з вугільних пластів. В Україні є величезні родовища сланцю, зокрема родовище на
кордоні Кіровоградської і Черкаської областей, яке є третім за своїми розмірами в Європі. Є сланцеві родовища і в районі Карпат, і в Дніпровсько-Донецькій западині та ін.Якщо б взяти сьогодні для
орієнтиру останні цифри по собівартості видобутку сланцевого газу ($80-90 за тис. куб.), то штучна ціна на газ власного видобутку, яка була в нас до 1 серпня, показує, що навіть такі низькі ціни на
сланцевий газ мало конкурентні для виходу на внутрішній ринок.
Як експерт, я підтримую рішення уряду щодо приведення цін на внутрішній газ у відповідності із ринковими, але за умови досконалої системи компенсацій.Друге питання – це реформування нафтогазового сектору, і, впершу чергу, питання прозорості. Споживачів газу цікавить, чи дійсно отримані завдяки підвищенню цін кошти підуть на розвиток галузі і видобуток «нетрадиційного» газу. Чи знову ж гроші розчиняться в тіньових схемах. Тому питання - «куди підуть ці додаткові кошти» – сьогодні дуже актуальне. І ще в нас є один великий резерв – це біогаз. В Україні надзвичайно багато газу, який ми можемо виробляти з відходів сільського господарства, харчової промисловості, смітників. Теоретично, Україна через 5-7 років могла б позбутися залежності від зовнішнього газу і бути самодостатньою.
А якби успішно розвивати можливості видобутку альтернативного, а також газу на суші і на морі (у нас там великі перспективи), то років через 10 Україна могла б постачати газ на інші ринки.Екс-уповноважений президента України з міжнародних питань енергетичної безпеки Богдан Соколовський: Хочу акцентувати увагу на двох аспектах, які доповнять вищесказане. На сьогодні актуальним для України є сланцевий газ і всі його вищеназвані типи. Але є дуже багато «але» в Україні.
Перше – в Україні дійсно є кілька родовищ сланців. Мова йде про Бовтиське родовище. Але це не той тип сланців, з яких газ добувають у США. Це сланці інакші, які дають можливість переробляти у рідке паливо до 15% маси. Із газом там складніше.
З іншого боку, ще за австрійських часів дослідження показали, що запаси сланців дуже високі у Карпатському регіоні. Цифра оціночна коливається від 2 до 30 трлн.Точно ніхто не знає, який запас у
нас там є.В сусідній Польщі зробили дуже детальне дослідження і підтвердили запаси на 1,5 трлн сланцевих запасів газу, почалися роботи з георозвідки і в перспективі – з розробки. Поляки доволі
серйозно поставилися до цієї теми, видали вже понад 70 ліцензій на освоєння родовищ, і розраховують приблизно через 14 років вийти на промисловий видобуток, не називаючи наразі точних цифр.Якщо би в
Україні наслідували приклад Польщі, то також можна розраховувати, що через 10-15 років підтвердити запаси і приступити до промислової розробки.Що стосується вугільного газу (шахтного метану), то для
України, це дуже актуально. За моєю інформацією, у нас є 8 трлн куб м - це підтверджені запаси. Тип газу за концентрацією дуже різний, тому не так просто точно сказати, які обсяги газу можна в рік
видобувати. Разом з тим, інвестиції в цю галузь, не скажу що нульові, але дуже маленькі. Так як і в сланцевий.
Тому що є дві речі. По-перше, несерйозне ставлення до цієї галузі усіх попередніх урядів інинішнього уряду також. Не факт, що збільшення ціни на газ призведе до збільшення надходжень до НАК «Нафтогазу». По-друге, не факт, що гроші з «Нафтогазу» підуть на георозвідку і розробку власних родовищ. Чому? Тому, що НАК «Нафтогаз України» маючи кабальні зобов’язання по довгострокових газових контрактах, які, я не маю жодного сумніву, будуть діяти до 2019 року, відправлятиме усі гроші «Газпрому».Ніколи сланцевий газ не замінить того газу з вертикальних свердловин, який ми сьогодні видобуваємо. Запаси умовно класичного газу у світі, зокрема в Росії, надзвичайно великі, і яку б не придумали технологію видобутку сланцевого газу, все одно собівартість сланцевого газу та інші супутні негативні ефекти будуть робити класичний газбільш рентабельним - і для видобутку, і для використання. Говорити сьогодні про альтернативний газ уже досить. Треба інвестувати, треба шукати кошти, приступати до практичних речей: давати ліцензії на георозвідку та розробку родовищ. Одна неглибока свердловина для георозвідки для сланців коштує біля< $6-7 млн. А свердловин треба робити тисячі. Лише свердловин для підтвердження запасу, а якщо вже мова йде про розробку, то мова йде про мільярди.Перший секретар економічного відділу посольства Польщі в Україні Аркадьюш Сарна: Вже говорили про прогнози щодо обсягів сланцевого газу у Польщі - американські спеціалісти озвучують цифри від 1 до 3 млрд куб м газу. Польські прогнози, зокрема Державного географічного інституту, більш консервативні. Цифри лунають на рівні 150 млрд куб м.
В Польщі вже почався процес підготовки до буріння. До речі, перше буріння відбулося навесні 2010 року. Ми очікуємо, що більш точні цифри з’являться протягом 3-5 років, а оптимістичні сподівання, що видобуток сланцевого газу вплине на енергетичний баланс держави - це перспектива 9-10-ти років. До цього часу основним джерелом газу будуть контракти з Росією. Десь за 5 років російський газ становитиме понад половини в газовому балансі Польщі.
Тобто, в Польщі почався процес підготовки до видобутку сланцевого газу, але, все ж таки, це перспектива 3-5 років. В нас вже присутні усі гіганти газового сектору, котрі отримали ліцензії на
буріння, зокрема, такі компанії як Chevron, Shell, Exxon-Mobil, Total, а також польська державна нафтова компанія PGNiG і Orlen (Австрія), яка пов’язана з концерном PKN Orlen, одним з головних
імпортерiв пального в Україну.
Є, звичайно, деякі сумніви щодо собівартості видобутку. У нас трошки гірші геологічні та геохімічні умови, аніж в США і Канаді, які займаються видобутком сланцевого газу вже досить давно. Але сподіваємося, що за кілька років знатимемо більше.
Що маємо спільного з Україною? Поклади сланцю в Україні знаходяться на спільній території, яка перетинає українсько-польський кордон. Так що тут є можливості для порівняння та співпраці. Варто було б розвивати цей напрямок спільно, тому наші геологічні структури в цих регіонах схожі. Думаю, перспектива є.
Незважаючи на те, що наші консервативні прогнози менші, ніж американські, все одно альтернативний газ є великим шансом для Польщі при щорічному споживанні природного газу на рівні 16-17 млрд куб м стати енергетично незалежною.В.о. директора Інституту газу НАН України Олександр П’ятничко: Запаси світові сланцевого газу оцінюються приблизно в 455-500 трлн куб м, але реальний видобуток сланцевого газу складає значно меншу частину. Можна розраховувати десь на 10-12% від загальної структури споживання.
Безумовно, ціни на спотовому ринку на природній газ і сланцевий газ матимуть досить серйозний вплив на ціну традиційного газу, який транспортується газопроводами, і на політику Росії. Монополіст на газовому ринку буде міняти свою цінову політику і політику щодо поставок в Європу.Але видобування сланцевого газу – процес капіталоємкий.
Досвід видобування знайбільшого родовища сланцевого газу в США, яке експлуатується 12-15 років, це підтвердив.За ці роки пробурлено 11 тисяч свердловин, ціна – приблизно $4 тис на будівництво однієї свердловини. На рік трапляється до 3-4-х гідророзривів. Ці свердловини треба бурлити фактично кожен день і вони входять, як експлуатаційні витрати. Тому ціна на сланцевий газ, яка зараз на рівні $100-120 за 1000 м.куб., підніметься десь до $200-300 дол. за 1000 куб м , тобто зросте до ціни природного газу, який транспортується магістральним газопроводом.
Щодо України. Бовтиське родовище – це не родовище сланцевого газу, це бітумнеродовище, запаси якого спочатку треба переробляти в смолу, а потім в сланцеву олію, яка за своїм складом дуже близька до високоякісної нафти, з якої можна виготовляти бензин, дизельне пальне та різні похідні від вуглеводів.
Зараз там іде оцінка запасів. Його потенціал становитьблизько 500 млн т. Але для цього потрібно освоїти нову технологію, яку розробила компанія Shell, і яка зараз активно використовується в
США.
У нас немає досвіду видобування сланцевого газу і сланцевої смоли. Зараз багато європейських компаній купують ліцензії в США не лише для того, щоб добувати сланцевий газ на американському риноку, але й щоб здобути досвід розробки цих родовищ.Україна такого досвіду не має.
Але ми не можемо залишатися осторонь від цих проектів, тому треба якомога швидше реалізувати декілька пілотних проектів із видобутку сланцевого газу, і переробку бітумінозних родовищ сланцю в нафтопродукти. У наших виробників обладнання є, але важким завданням буде створення самих свердловин, освоєння процесів гідророзривів та інше.
Не тільки сланець може бути альтернативним джерелом для видобування газу. Перш за все, це шахтний метан, видобування якого ми вже освоїли, це гідратні родовища, тобто пов’язані з створенням льодової маси (в’язання метану з водою). Світові ресурси цього гідратного метану зараз перевищують запаси нафти, вугілля, сланцевого та природного газу в десятки разів. Запаси оцінюються приблизно 112x10 в 16-й ступені куб м, тобто, більше, ніж сланцевого газу у 25 тисяч разів. Вистачить до кінця існування планети!
Якщо видобуток сланцевого газу буде йти ефективно, то США будуть забезпечені власними ресурсами газу десь на тисячу років.
Богдан Соколовський: Коротка ремарка по сланцях на Бовтиському родовищі: це Черкаська і Кіровоградська області. Насправді, там вже три роки, якщо не виженуть, реалізується невеличкий пілотний проект. Разом з однією з провідних литовських компаній іде видобуток цих горючих сланців і їх переробка. Рентабельність проекту надзвичайно висока.
Свого часу з особистої ініціативи президента Ющенка був доведений до реальної стадії цей проект, і він працює. І з цього було б достатньо брати сьогодні досвід для його розширення в екстенсивному
порядку. Насправді технології – це не є щось нове. Ще за СРСР технології переробки горючих смоляних сланців були найкращі в світі. Вони були розроблені для Прибалтики: Литви, Естонії, частково для
Латвії і сьогодні вони пригодилися в нас в Україні.
Горючі сланці мають ще одну перспективу. Окрім смоли, яку можна переробляти у високоякісне пальне, вони є унікальною сировиною для хімічної промисловості. Наразі в Україні нема аналогів цій сировині. Це підстава і можливість перепрофілювати дуже багато вітчизняних хімічних підприємств, які єнерентабельні через споживання дорогого газу.
Менеджер зі зв'язків з державними органами влади Shell Ukraine Exploration and Production Алексей Татаренко: Варто розуміти, які складності є в газовидобувній індустрії.Я б почав з коротенького екскурсу, що таке нетрадиційний газ (а це саме той термін, яким варто оперувати) і чим він відрізняється від традиційного.Традиційним є газ, який піднімається з материнської породи іпотрапляє в «пастки», де він і накопичується.
Видобуток газу ведеться наступним чином: просвердлюється декілька свердловин, знаходяться «пастки» з газом і газ викачується.Нетрадиційний газ знаходиться в самій материнській породі і його треба видобувати безпосередньо з неї. Звідси беруться ці сотні і тисячі свердловин. Тому апріорі видобуток нетрадиційного газу завжди буде дорожчим, ніж видобуток традиційного.
Також зрозуміло, що економічний видобуток газу на всій материнській породі бути неможе, а може бути лише в певних місцях, які треба знайти.Для видобутку нетрадиційного газу мають бути передумови.
По-перше, економічні. Ми говоримо про таке поняття як собівартість газу. Це складна категорія, на яку впливає багато факторів, наприклад, вартість свердловин. Вона залежить від глибини залягання та ступеня розвитку нафтогазової індустрії. Позитивним моментом для України є розвинена нафтогазова індустрія з історією, компаніями, які займаються бурінням. Якщо ми хочемо займатися видобутком нетрадиційного газу в Україні, то цю індустрію варто розвивати в напрямку зменшення собівартості буріння свердловин.Водночас, деяких передумов для видобутку нетрадиційного газув Україні нема.
Як я вже сказав, потрібна велика площа для того, щоби інвестору було цікаво зайнятися видобутком. Якщо інвестор вкладає гроші в пошук, то він зацікавлений у великій площі, на якій він планує
знайти ці sweet spots («солодкі місця»), на яких видобуток цього газу буде рентабельним.
В Україні на сьогоднішній день існують законодавчі обмеження. Згідно закону, площа ділянки, на розробку якої ви можете отримати спеціальний дозвіл, обмежена 500 кв. км.
По-друге, стимул для розвитку індустрії нетрадиційного газу. Наскільки мені відомо, у Польщі це і орендні платежі, які складають менше 1%, і є стимули стосовно сплати податку на прибуток.Є таке поняття як термін користування надрами, який в Україні також обмежений на законодавчому рівні 20-ма роками. На нашу думку, для того, щоб проекти з видобутку були рентабельними, щоби інвестори могли вкладати кошти, цей термін має бути подовжено принаймні до 30-ти років, а то й більше.
Головний геолог "Гео-Альянс" Георгій Виноградов: Мне б хотелось пару слов сказать с точки зрения производственной организации, которая уже шестой год занимается, поисками, разведкой и разработкой нефтегазовых рождений в Украине.
В нашу компанию частные инвестиции вкладываются немалые, темне менее нетрадиционный газ в газовом балансе Украины не учитывается. Например, когда вы вкладываете в добычу, то вы, по крайней мере, имеете возможность оценить окупаемость капитальных вложений, так как имеются какие-то конкретные запасы, которые посчитаны, прошли экспертизу государственной комиссии и т.д. То есть, вы имеете дело с конкретными цифрами.
Что мы сегодня имеем с нетрадиционным газом? Сколько людей – столько оценок. Вы можете заказать одно и тоже месторождение и заказать пяти разным организациям, и, я вас уверяю, вы получите пять абсолютно разных заключений. Критериев не существует, опыта подсчета не существует, и такие запасы экспертную оценку непроходят.Еще в советские времена в Украине открывались программы метановых месторождений. Но как-то все они закрывались после исполнения 70% запланированных работ.
Наша компания и сейчас пытается не упускать опыт Америки, западных коллег и очень внимательно следим за польскими коллегами.Сегодня в Украине реально учитывается только тот газ, который можно добыть традиционными методами. Это так называемые кондиционные коллекторы. Из некондиционных коллекторов за рубежом также добывают кучу продукции.
Но у нас отсутствуют на данный момент технологии, которые позволяют добычу из некондиционных коллекторов сделать рентабельной. Основное препятствие - отсутствие в Украине технических средств,
позволяющих сделать добычу такого газа рентабельной.
Эти технологии (разрывы пластов, горизонтальные стволы) известны в Америке, где применяются уже десятки лет. На сегодняшний день Украина обладает большим научным потенциалом, специалисты и материалы есть, не хуже западных. Но в Украине просто отсутствуют технические средства – у нас не выпускается оборудование.
Для того, чтобы освоить месторождения, нужно сделать высокие капиталовложения, закупить зарубежную технику. Окупаемость этих затрат наступит только через 5-7 лет.Наша частная компания готова предложить готовые участки с геологической точки зрения, если проявит кто-то заинтересованность.
Но на сегодняшний момент частной компании профинансировать закупку оборудования просто нереально. Приглашение иностранного специалиста на сегодняшний момент обходится в 15-20 раз дороже, чем украинские специалисты.И, как уже говорилось, нет никаких льгот в оплате налогов. За нетрадиционный газ вы платите как за обычное месторождение.
Соответственно, пока не поменяются условия на Украине, ни одна частная компания не пойдет на такие затраты и такие риски. Вариант окупаемости в таких условиях 15-20%. Я просто не вижу стимула для частных компаний вкладывать деньги в развитие данного направления.
Головний спеціаліст відділу геології нафти та газу Державної геологічної служби Іван Стрижак: Я можу підтвердити, що в Україні в радянські часи і до сьогодні цілеспрямовані роботи з пошуку сланцевого метану не проводилися. Булина це різні причини. На той час газова проблема і ціна як така не стояли.
Щодо родовищ сланцю, то їх як таких в Україні й нема. Єдине – Бовтиському, де навіть оцінені запаси. Решта оцінювалися як сировина для спалювання, і відповідними інститутами було встановлено, що в такому ракурсі сланці не становлять ніякого інтересу, тому що навіть спалювання бурого вугілля значно економніше, рентабельніше.
В Україні дійсно є потужні райони, у яких потрібно проводити георозвідувальні роботи, вивчати ці сланці, картувати їх і описувати, наскільки готові вони до розробки. Це і Волино-Подільський вугільний басейн, це і менілітові сланці Карпат, Крим, Дніпровсько-Донецька западина, Український щит ( в т.ч. в таких западинах як Бовтиська).Тобто прояви є, потрібно вивчати. А для цього потрібні значні інвестиції.
У нас є значно привабливіші проекти в цьому плані, наприклад, метан вугільних родовищ. Наробки в цьому плані ведуться із 1996 року, є пілотні проекти. Комерційні структури підключилися і мають біля 90 спеціальних дозволів на видобуток газу метану. Вже підраховані і затверджені запаси цього газу. Там проблем значно менше, здебільшого, технологічні.Стосовно сланцю, то ми фактично маємо розпочати роботи знуля. Роботи затратні і по часу, і по фінансах.
У нас чудові роботи по шельфу Чорного моря, по традиційному газу. Вони заблоковані, тому що НАК «Нафтогаз України», який там працює, неспроможний на широкомасштабні роботи, а комерційні структури поки що туди не підключаються.
Той же Прикерченський шельф знову почали розбурювати, відкрили хороше нафтове родовище – Суботинське. Однак, щоб підключити це родовище в розробку – немає ресурсів. Одеське родовище відкрите, але до облаштування, видобутку справа не доведена.
Тобто є надзвичайно перспективні об’єкти і з традиційному газу, але не потрібно прибиратиз поля зору і газ нетрадиційний.Якщо дивитися на видобуток у США, то вони теж починали з метану вугільних родовищ. Потім ці технології фактично перенесли на сланцевий газ. 26% від загальної суми видобутку у них - це метан вугільних родовищ і 14% - сланцевий газ.
Я думаю, що таке співвідношення реальне і для України в майбутньому.Щодо проблеми по площах, то вони дійсно є. Закон про нафту і газ дійсно розроблявся під традиційний газ і не було враховано особливості видобутку сланцевого газу.
Щодо термінів надання спеціальних дозволів, сумарно - це 25 років: геологічне вивчення плюс розробка. По-друге, там завжди передбачене подовження термінів. Щодо угоди по розподілу продукції, то там Кабмін може встановлювати і до 50 років. Тому помені здається, так гостро проблеми не стоять.