МОСКВА, 16 июн - ПРАЙМ. Топ-менеджера Chevron Corp. Брюса Нимейера, который руководит техасским проектом с бюджетом 15 млрд долларов, прежде всего занимает вопрос о том, удастся ли компании получить прибыль, сообщает Dow Jones .
Нефтяные гиганты, включая Chevron, Exxon Mobil Corp. и Royal Dutch Shell PLC устремились в Пермский бассейн – богатый нефтеносный регион, охватывающий штаты Техас и Нью-Мексико и ставший средоточием второго этапа сланцевого бурения в США.
Chevron и другие компании заявляют, что вскоре добьются результата, который оказался фактически недостижим для их менее крупных конкурентов, а именно прибыли. Возрождение сланцевого бурения всколыхнуло мировые рынки и спровоцировало затяжное падение цен на нефть, однако не принесло с собой богатства. С 2011 года 30 крупнейших независимых сланцевых добывающих компаний в США в среднем тратили на добычу почти 1,33 доллара на каждый заработанный доллар, следует из аналитического отчета Wall Street Journal.
За последние два года эти 30 компаний потеряли в общей сложности 130 млрд долларов. Более 120 компаний разорились, а многие из выживших смогли устоять на ногах только за счет денежных поступлений с Уолл-стрит, где готовы были вознаграждать буровые фирмы за быстрый рост.
Однако такая модель неактуальна для Chevron, Exxon и других корпораций, которые выплачивают акционерам щедрые дивиденды и должны зарабатывать больше, чем тратят. Чтобы превратить важную, но убыточную технологию в источник прибыли, топ-менеджеры вроде Нимейера, который руководит бизнесом Chevron во внутренних районах США, опираются на сильные стороны своих компаний.
К ним относится масштаб деятельности, обширные денежные резервы, благодаря которым у компаний есть время учиться на успехах и ошибках других, а также испытанные на мировом уровне технологии, которые теперь можно сконцентрировать в Западном Техасе. В течение десяти лет местная добыча нефти должна возрасти до 4 млн баррелей в день, что превосходит объемы добычи в Ираке.
"На раннем этапе преимущество было у небольших компаний, которые могли тестировать различные технологии и пробовать разные подходы, – говорит Аниш Кападия, аналитик хьюстонского инвестиционного банка Tudor Pickering Holt & Co., который специализируется на нефтегазовой отрасли. – Однако на стадии добычи выигрывают компании с низкими капитальными расходами. Это вотчина крупных нефтяных корпораций".
Инвесторы во многом скептически относятся к таким начинаниям, не понимая, как нефтяные гиганты смогут достичь целей по прибыли и получить дополнительные денежные средства от эксплуатации сланцевых месторождений. В последние годы Exxon, Chevron и Shell значительно отстают от ведущих компаний, ведущих добычу в Пермском бассейне: по словам аналитиков, в отдельных случаях, отдельные вышки крупных корпораций приносят вдвое меньше нефти и газа.
Руководители крупнейших компаний объясняют, что эти результаты отчасти связаны с технологическим процессом, который предусматривает постепенное наращивание добычи, а не ее максимизацию в краткосрочном периоде.
"Крупные нефтяные компании – это обычно медлительные и апатичные гиганты", – говорит предприниматель из Мидленда Дэвид Аррингтон, который многие годы занимается бурением в Техасе.
Однако в прошлом году крупные компании начали сокращать отставание, заимствуя технологии, взятые на вооружение небольшими фирмами. В частности, они ведут горизонтальное бурение более длинных скважин и используют больше песка, чтобы удерживать пористые горные породы и обеспечивать поток нефти. По оценкам Chevron, за десятилетие она сможет увеличить дневную добычу в Пермском бассейне до 700 000 баррелей, что превышает текущую добычу на британском участке Северного моря. В прошлом году Chevron ежедневно добывала в Пермском бассейне 175 000 баррелей.
Chevron не сообщила, на какую величину увеличит соответствующие расходы за следующие 10 лет, но, по мнению аналитиков, затраты компании на добычу в Пермском бассейне превысят 15 млрд долларов.
Считается, что именно Chevron обладает наиболее ценным участком Пермского бассейна среди всех нефтегазовых гигантов. Она контролирует территорию, почти вдвое превышающую площадь Йосемитского национального парка, которая превосходит 3000 кв. км. Некоторые участки принадлежат компании с 1920 года, а совокупные резервы нефти и газа на этой территории, по оценкам Tudor Pickering, составляют до 18 млрд баррелей.
Exxon в январе удвоила свои потенциальные резервы в этом регионе, заплатив до 6,6 млрд долларов. Со следующего года и до 2020 года примерно половина из 50 млрд долларов, которые компания намерена потратить на добычу, будет направлены на проекты в Пермском бассейне, Северной Дакоте и другие инициативы, которые могут быстро окупить себя.
Нефтяные вышки стали появляться в Пермском бассейне с 1920-х годов. Но за последние два десятка лет многие компании покинули эту территорию, считая ее резервы практически исчерпанными. Chevron была не из их числа.
В 2010 и 2011 годах небольшие компании добились многообещающих результатов при использовании горизонтального бурения и других технологий. Именно тогда Chevron начала задумываться о том, что может обладать настоящим богатством.
Компания неспешно развивала свои месторождения, желая получить максимальную пользу от своего ключевого преимущества: под ее контролем или в ее прямом владении находятся права собственности на добычу полезных ископаемых примерно на 85% из 1,5 млн акров ее месторождений в Западном Техасе и Нью-Мексико. Это позволяет Chevron вести добычу именно тем способом, который она считает наиболее экономичным, а не в спешке, как другие компании, которым приходится бурить скважины быстро, пока не истек срок действия аренды участка.
Несколько лет назад Chevron начала сотрудничать с ведущими местными операторами месторождений, в том числе позволила бурить скважины на своей территории. Наблюдая за работой таких компаний, как Pioneer Natural Resources Inc., Chevron смогла набраться опыта, избежав собственных дорогостоящих экспериментов.
С 2015 года Chevron смогла снизить расходы на добычу в Пермском бассейне на 30%, до менее чем 20 долларов за баррель. Компания рассчитывает, что ее местные проекты обеспечат ей свободный денежный поток к 2020 году, гораздо быстрее, чем другие типичные крупные нефтегазовые проекты.
"Возможно, рынок недооценивает способность подобных компаний меняться и адаптироваться", – говорит Джон Дауд, портфельный управляющий фонда Fidelity Select Energy Fund, который владеет активами в нефтегазовой отрасли на 2 млрд долларов.