43992

Особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом рынке природного газа

Дипломная

Мировой рынок и торговля

Основные тенденции развития мирового рынка природного газа Эволюция структуры мирового рынка природного газа. За последние 47 лет суммарная доля трех главных природных энергоносителей нефти угля и природного газа изменилась незначительно.

Русский

2013-11-08

2.87 MB

42 чел.

Международный коммерческий факультет

Заочное отделение

Кафедра мировой и национальной экономики

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

на тему: «Особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом рынке природного газа»

Работу выполнил

Слушатель 3 курса МКФ ЗФ

Баландин Дмитрий Валерьевич

Работа сдана на кафедру

«___» __________ 2013 г.

Научный руководитель

кандидат экономических наук,

ст. преподаватель Гришкова А.А.

Оценка работы

________________

«___» ___________ 2013 г.

Москва

2013


[1]
Глава 1. Основные тенденции развития мирового рынка природного газа

[1.1] 1.1 Эволюция структуры мирового рынка природного газа.

[2]
1.2 Международная торговля природным газом.

[3]
Глава 2. Проблемы и перспективы развития российской газовой отрасли.

[3.1] 2.1 Современное состояние российского газового комплекса.

[4]
2.2 Внешние и внутренние угрозы развитию газового комплекса России.

[5]
Заключение

[6]
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[7]
ПРИЛОЖЕНИЯ


ВВЕДЕНИЕ

В абсолютном выражении мировое энергопотребление с 1965 по 2011 г. выросло более чем в три раза - с 3,8 млрд. до 12,3 млрд. т в нефтяном эквиваленте. При этом следует отметить, что с 1970 по 2000 гг. наблюдалось неуклонное снижение темпов прироста энергопотребления: за 1970-1980 гг. они составили 33,5%, за 1980-1990 гг. - 22,3%, за 1990-2010 гг. - 14,3%. Однако в 2000-2010 гг. темпы прироста энергопотребления увеличились до 27,9%. Среднегодовые темпы роста энергопотребления с 1980 г. составили 1,7%, причем наибольшие темпы прироста наблюдались в новых индустриальных странах Азии (Таиланд - 8,6%, Малайзия - 8,4%, Китай - 4,1%), наименьшие и даже в некоторых случаях отрицательные - в развитых странах Европы и странах с переходной экономикой.

За последние 47 лет суммарная доля трех главных природных энергоносителей - нефти, угля и природного газа - изменилась незначительно. Несмотря на политические инициативы, экономические усилия по экономии энергии, период развития атомной энергетики, а также непрекращающиеся попытки развития нетрадиционных источников получения энергии, доля нефти, угля и природного газа с 94% в 1965 г. к настоящему времени уменьшилась лишь до 87%.

Предположительно при выработке первичной электроэнергии использование ископаемых энергоносителей будет постепенно снижаться. Одно время атомную энергетику рассматривали как возможное решение глобальной проблемы ограниченности энергоресурсов. Тем не менее, пока сохраняется целый ряд вопросов относительно ее безопасности, экологичности, а также утилизации радиоактивных отходов. C точки зрения производства энергии альтернативой 55 млрд. м3 природного газа являются 33 новых атомных электростанций стоимостью примерно 100 млрд. евро. На основании данных, предоставленных Институтом ядерной энергетики1, эти станции производили бы по 660 тонн радиоактивных отходов каждый год.

Теперь предполагается существенный рост доли природного газа, который, согласно прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), может выйти на первое место среди энергоносителей при условии, что он все-таки станет полноправным автомобильным топливом.

Природный газ – это самый безвредный для окружающей среды вид ископаемого топлива, при сжигании которого выделяется минимальный уровень выбросов CO2 в атмосферу. Газовые электростанции вырабатывают примерно на 50% меньше CO2 по сравнению со станциями, работающими на угле. В исследовании, опубликованном в августе 2010 года, организация Greenpeace заявила, что природный газ является единственным допустимым видом топлива на период перехода на альтернативные возобновляемые источники энергии.

В настоящее время доля природного газа в структуре мирового потребления энергоносителей составляет 23,7%. При этом доля природного газа в структуре энергобаланса развитых стран примерно такая же, как и в среднем по миру - порядка 22-23%. В развивающихся странах, где пока еще в энергобалансе преобладают традиционные энергоносители (уголь, мазут), эта доля не превышает 18%, хотя достаточно быстро растет (примером этому является Китай).

Основными факторами, способствующими дальнейшему росту потребления природного газа, являются: рост числа электростанций, работающих на газе; увеличение использования газа в жилом секторе; явное снижение в последнее десятилетие привлекательности ядерной энергетики; дальнейшее повсеместное обострение экологических проблем.

По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), после 2035 г. в структуре мирового потребления газ будет занимать 25%, что сделает его самым распространенным видом ископаемого топлива после нефти2. При этом происходит не только рост добычи газа, но и расширяется его торговля, так в стоимостном выражении экспорт газа за 40 лет увеличился в 10 раз3. Согласно многим экспертным оценкам и прогнозам - XXI век будет веком газа.

Газовая отрасль, как и любая другая система, не стоит на месте и развивается. Появляются новые аспекты, условия, проблемы и тенденции и возникает необходимость их изучения. С начала 2000-х нельзя не отметить значительные изменения в различных сегментах рынка мирового природного газа. Таким образом, выбран объект исследования – мировой рынок природного газа и предмет исследования - особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом рынке природного газа.

Целью данной дипломной работы является определение перспективных путей развития российского газового комплекса на мировом рынке.

Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

  •  выявить характерные черты современного мирового рынка газа;
  •  разработать перспективы возможного дальнейшего развития рынка природного газа;
  •  проанализировать современный российский газовый рынок;
  •  выявить основные угрозы и вызовы для российского рынка газа;
  •  определить перспективные направления развития российского рынка газа;


Глава 1. Основные тенденции развития мирового рынка природного газа

1.1 Эволюция структуры мирового рынка природного газа.

На протяжении многих лет наблюдается общая тенденция увеличения потребления газа. При этом если не брать в расчет естественное снижение потребление газа в связи с мировым финансовым кризисом 2007-2009 г.г., то в мире потребление природного газа увеличивается. В частности если рассмотреть последние 20 лет, то можно отметить то, что потребление природного газа с 1,9592 трлн. кубических метров в 1990 г. увеличилось более чем на 20 % до 2,4091 триллионов кубических метров в 2000 г.4 и достигло по разным данным 3,3145 (3,15316 или 3,2757) трлн. кубических метров в 2010 г. (увеличение на 69 по сравнению с 1990). В 2011 г. общемировое потребление увеличилось еще на 3% составив 3,2229 трлн. кубических метров.8 

Сегодня полная картина мировой газовой отрасли не может быть полной без подробного описания методов транспортировки газа. Тем самым обратимся к истории и некоторым экономико-технологическим аспектам нефтегазовой отрасли. Добыча и торговля нефтью началась раньше, чем газом в 1745 году. В каком бы уголке планеты ни была добыта нефть, транспортировать её можно на любые расстояния, по всему миру почти с минимальными издержками (см. ).

Рисунок 1. Расходы на доставку эквивалента 1000 куб.м стандартного природного газа.

Источник: Pierre-René Bauquis, Total Professeurs associés, 2008 & Jean Teissié, 2001

Именно поэтому рынок нефти изначально сформировался, как глобальный рынок. Любое вновь отрытое месторождение нефти влияло на ситуацию с предложением нефти во всём мире, а любой новый потребитель мог претендовать практически на всю мировую нефть.

Природный газ не обладает такой «транспортабельностью» как нефть. Газ для транспортировки надо сжимать и под давлением загонять в трубопроводы. Кроме того, при движении в трубах давление газа за счёт гидравлического сопротивления снижается, поэтому необходимы компрессорные станции нагнетающие давление в газопроводах по всей длине маршрутов. Компрессорные станции сами работают на природном газе, довольно не долговечны, требуют постоянного обслуживания и периодического ремонта, что тоже поднимает стоимость транспортировки.

Таким образом, достаточно долгое время, в мире не было технологии по транспортировке природного газа на большие расстояния. Это определило особенность, характерную именно для данного рынка - изначально рынки газа формировались, как региональные со своими «договорными отношениями» между продавцами и покупателями. Такими рынками стали американский, европейский и азиатско-тихоокеанский регионы.

В связи с открытием в 1903 новой технологии позволяющей уменьшать объём газа за счет его сжижения. Превратить природный газ в сжиженное состояние можно было за счет охлаждения (температура ниже, чем в Антарктике ниже -160С0) и сжатия (уменьшение объема примерно в 600 раз). Такая технология позволила транспортировать природный газ по морю на расстояния большие, чем по газопроводам. В результате чего мировая газовая отрасль получила новых поставщиков и покупателей по всему миру.

Рынок СПГ аналогично нефтяному позволяет любому потребителю в мире получить газ с любого сжижающего терминала в кратчайшие сроки. Однако, на сегодня мощности сжижающих заводов (действующих, строящихся и проектируемых) меньше, чем регазификационных предприятий, тем самым объемы предлагаемого сжиженного газа меньше чем спрос на эти объёмы.

Кроме того, стоимость транспортировки сжиженного газа разительно отличается от нефтяной: чем больше расстояние между поставщиком и потребителем стоимость доставки СПГ сильно увеличивается.

Коммерческие операции с сжатым природным газом начались примерно 50 лет назад в 1964 году с поставки партии продукции танкером из Алжира в Соединенное Королевство. В 1970 году объем мировой торговли СПГ составлял около 3 млрд. м3. Объемы поставок СПГ начали увеличиваться: с 35 млрд. м3 в 1980 году, до 78 млрд. м3 в 1990 году, до 140 млрд. м3 в 2000 году и до 297 млрд. м3 в 2010 году (в 2011 г. 330,8 млрд. м3). Сегодня доля данного рынка растет большими темпами - более чем в 5 раза за последние 20 лет.

Предложение на рынке СПГ по итогам прошлого года (2012 г.) может достичь 333 млрд. куб. м, а в этом году (2013 г.) ожидается на уровне 338 млрд. куб. м.

В настоящее время доля СПГ в мировой торговле составляет примерно 30%. Его основным преимуществом по сравнению с трубопроводным газом является возможность поставок на дальние расстояния. Кроме того, в случае изменения рыночной конъюнктуры производители СПГ могут переориентировать направление экспорта с одного региона на другой9. Однако у межрегиональной торговли газом появляются новые ограничительные факторы. В частности, не во всех климатических зонах морские перевозки осуществляются круглый год. В последнее время участились случаи нападения пиратов, что значительно повысило стоимость страхования судов. Высокой остается вероятность срыва поставок из-за перекрытия морских судоходных путей. Например, маршруты СПГ-танкеров с Ближнего Востока и из Африки идут в Азию через Ормузский и Малаккский проливы, которые могут быть перекрыты в случае военного конфликта.

В зоне особого риска находятся Япония, Южная Корея и Индия10, которые полностью переключились на импорт СПГ. Срыв поставок сжиженного газа в эти государства может иметь глобальные последствия, учитывая размеры их экономик. В импорте большинства стран мира ведущая роль по-прежнему остается за трубопроводным газом, а СПГ используется для балансирования спроса и диверсификации каналов поставок.

В настоящее время за счет трубопроводного транспорта осуществляется примерно 70% мировой торговли газом. По оценкам экспертов, на единицу топлива затраты на строительство терминала по приему сжиженного газа сопоставимы со стоимостью строительства трубопроводных мощностей. Трубопроводы функционируют круглый год вне зависимости от климата, обеспечивая высокие темпы доставки и разную пропускную способность. В отличие от спотовых цен на СПГ, характеризующихся высокой волатильностью и спекулятивностью, цены на трубопроводный газ сохраняют привязку к нефти, поэтому остаются предсказуемыми и, как правило, соответствуют общим макроэкономическим тенденциям.

Несмотря на рост рынка СПГ и межрегиональной торговли газом, маловероятно, что в среднесрочной перспективе сформируется единый мировой газовый рынок. С учетом имеющейся газовой инфраструктуры, присутствует значительное расхождение газовых цен на американском, европейском и азиатском рынках сохранится (см. ).

Бум добычи сланцевого газа в США привел к снижению внутренних цен на энергоресурсы. В 2008-2012 гг. цены упали более чем на 70% - с 337 до 98,8 долл. за 1 тыс. куб.м)11. В Северо-Американском регионе исчезла потребность в импорте больших объемов СПГ, что в итоге оказало дестабилизирующий эффект на ценообразование на европейском и азиатском газовых рынках.

Рисунок 1. Цены на газ в различных регионах мира на январь 2013 в долл. США за 1000 куб. м

Источник: Federal Energy Regulatory Commission, www.ferg.gov

В Европе избыток предложения сжиженного природного газа, возникший в результате переориентирования экспортных потоков СПГ с американского рынка на другие, стал одним из факторов падения спотовых цен на энергоресурс. В 2009-2010 гг. стоимость газа на бирже оказалась в среднем на 50-130 долл. за 1 тыс. м3 ниже, чем по долгосрочным контрактам.

Другой причиной изменения ценовой конъюнктуры было сокращение спроса на газ в европейском регионе. Из-за кризиса еврозоны и экономической стагнации потребление газа в 27 странах ЕС в первом полугодии 2012 г. достигло десятилетнего минимума, упав на 7% по сравнению с 2011 г. и на 14% по сравнению с 2010 г.12 Кроме того, снижение спроса на газ было вызвано изменениями в структуре европейской электрогенерации, где газовое топливо оказалось вытеснено более дешевым углем из США13. Цены на уголь на внутриамериканском рынке упали с 161 долл. за тонну в 2008 г. до 63 долл. за тонну в 2012 г., что сделало выгодным экспорт энергоресурса. В первом полугодии 2012 г. поставки американского угля на внешние рынки увеличились на 24%, достигнув рекордного показателя в 60 млн. т. Более половины этого объёма направилось в Европу14. По сравнению с 2011 г. в первом полугодии 2012 г. Германия импортировала из США на 37% больше угля, Италия – на 83%, а Нидерланды – на 86%15.

Тенденция перехода с газа на уголь в Европе не закрепится. Во-первых, в соответствии с политикой ЕС по сокращению выбросов углекислого газа ряд европейских государств будут вынуждены закрыть свои угольные электростанции к 2015 г.16 Во-вторых, переключение европейских производителей на более грязное топливо экономически оправдано только до тех пор, пока стоимость квот за тонну выбросов углекислого газа сохраняется на уровне 7 евро.

В 2012 г. выбросы парниковых газов в ЕС выросли на 2,2% по сравнению с 2011 г., что вступает в прямое противоречие с европейской программой «20-20-20»17. Уже в I квартале 2013 г. страны ЕС должны начать переговоры о снижении квот. Если они закончатся успешно стоимость квот вырастет до 15-20 евро за тонну CO2, что повысит конкурентоспособность газового топлива по сравнению с углем.

Между тем из-за сохраняющееся разницы в контрактных и биржевых ценах на газ доля СПГ в европейском импорте увеличилась до 20% в 2011 г. Это позволяет ряду политиков и экспертов утверждать, что усиление конкуренции со стороны сжиженного газа поможет Европе снизить энергозависимость от трубопроводного газа из России. Главным поставщиком СПГ в Европу является его крупнейший в мире производитель – Катар. По последним данным доля страны в импорте ЕС составляет 11%18. Основными покупателями катарского газа выступают Великобритания (21,9 млрд. м3), Бельгия (6,1 млрд. м3), Италия (6,1 млрд. м3), Испания (4,8 млрд. м3) и Франция (3,2 млрд. м3). Для России представляет интерес прежде всего рынки Италии, Великобритании и Франции, куда ОАО «Газпром» поставляет соответственно порядка 17 млрд. м3, 9,5 млрд. м3, 8,1 млрд. м3.

Из-за больших расстояний и отсутствия в некоторых случаях наземного соединения с материком стоимость трубопроводного газа из России в этих государствах достаточно высока, поэтому катарский и алжирский газ может составить ему конкуренцию. Однако из-за наблюдающегося в последнее время падения биржевых газовых цен европейский рынок теряет свою привлекательность для Катара и других производителей СПГ (Нигерия). Во втором полугодии 2012 г. средневзвешенная цена на газ в Европе держалась на уровне 349,8 долл. за 1 тыс. м3. В обозначенный период объемы экспорта катарского газа в Европу упали на 34% по сравнению со вторым полугодием 2011 г. Катар производит активную политику по диверсификации экспортных рынков. Если в 2007 г. катарский газ экспортировался в 8 стран, то в 2011 г. – уже в 23 страны. В конце 2012 г. Катар продолжил расширять список покупателей, заключив договоры на поставку газа в Таиланд и Сингапур. К 2014 г. страна планирует на 40% сократить продажи газа на спотовом рынке, подписав выгодные долгосрочные соглашения на поставку СПГ в Японию и Южную Корею.

Нигерия, другой крупный поставщик СПГ в Европу, тоже постепенно переключает свой экспорт на более прибыльный азиатский рынок. В первом полугодии 2012 г. объёмы нигерийского газа в ЕС были на 44% ниже, чем в первом полугодии 2011 г.

При ценах на газ в Европе в 320-350 долл. за 1 тыс. куб. м производителям СПГ из Африки и Ближнего Востока будет экономически выгоднее осуществлять поставки в Азию, тем более что после технической модернизации азиатских портов их терминалы могут принять, в частности, крупнейшие в мире танкеры по перевозке сжиженного газа класса Q-max, чем раньше могла похвастаться только Европа.

Темпы роста мировой торговли СПГ до 2017-2018 гг. снизятся из-за замедления ввода в строй новых производственных мощностей. На очередной всплеск предложения СПГ европейскому рынку можно надеяться после 2017 г., когда будут завершены ряд крупнейших проектов в Австралии (см. ).

Рисунок 1. Относительные темпы роста предложения СПГ основными производителями на мировом рынке

Источник: British Petroleum

Сейчас в стране строятся семь СПГ-терминалов19. К 2018 г. Австралия собирается обогнать Катар по объемам перерабатывающих мощностей. Однако строительство заводов по сжижению газа является самым дорогостоящим этапом в производственной цепочке. Рост мировых цен на сталь и никель, а также нехватка квалифицированных специалистов прервали наметившийся тренд по снижению строительных издержек20. Из-за сложившейся ценовой конъюнктуры стоимость большинства австралийских проектов оказалась гораздо выше по сравнению с теми, которые были завершены в 2009 – 2011 гг. По оценкам, из-за высоких капитальных расходов, нехватки рабочей силы и неблагоприятных погодных условий сроки их сдачи могут быть отложены на несколько лет21.

В Европейской комиссии обеспокоены грядущим сокращением предложения сжиженного газа в Европе, поскольку оно угрожает политике диверсификации источников энергообеспечения. Высокая волатильность спотового рынка СПГ, которая исключает возможность сбалансированного планирования, в более выгодном свете выставляет долгосрочные газовые контракты с Россией, где объёмы устанавливаются заранее, а цены формируются в соответствии с общими макроэкономическим тенденциями.

Спрос на газ в ЕС продолжит стагнировать в 2013 г., поскольку рост европейского ВВП составит 0,1%. Однако уже в 2014 г. регион ждет прирост экономики в 1,2%, что повысит потребление газа в ЕС. К этому времени Европа может лишиться доступа к крупным объемам дешевого сжиженного газа из Катара и от других поставщиков, поскольку они переключатся на азиатский регион. Особенно уязвимы в данной ситуации окажутся экономики Северо-Западной Европы, где в 2011 г. катарский газ составлял 87% всего импорта СПГ.

Азиатский рынок газа в настоящее время демонстрирует наиболее высокие темпы роста. Спрос на газ в регионе будет увеличиваться в среднем на 4% ежегодно и вырастет до 1,43 трлн. м3 в 2035 г. При этом в структуре спроса на газ в Азии ключевая роль отводится СПГ, потребление которого через четверть века должно подняться с текущих 60% до 69%22.

Цены на газ в регионе до 2015-2017 гг. останутся высокими. С одной стороны, это объясняется частичным уходом с экспортного рынка АТР нескольких ключевых поставщиков. В частности, Малайзия, которая в 2011 г. была крупнейшим в мире экспортером СПГ, из-за быстрого экономического развития собирается начать импорт газа в 2013 г. Ещё один значимый производитель СПГ – Индонезия тоже вынуждена переключиться на импорт газа, чтобы удовлетворить внутренний спрос23.

Кроме того, Япония после аварии на АЭС «Фукусима-1» и последовавшего за ней отключения большей части атомных реакторов была вынуждена значительно увеличить импорт сжиженного газа. Южная Корея, которая пока является вторым в мире крупнейшим импортером СПГ, к 2017 г. увеличит его ввоз на 22% (с 49,9 до 61,2 млрд. м3)24.

Самый динамичный рост потребления газа ожидается в КНР (примерно 10% ежегодно). За период с 1990 по 2011 гг. Китай увеличил использование природного ресурса в 10 раз с 14 млрд. куб. м до 130 млрд. куб. м 25. Китайское правительство собирается увеличить долю газа в энрегобалансе страны с нынешних 4% до 10% к 2020 г. В 2011-2017 гг. спрос на газ в Китае вырастет с 130 млрд. м3 до 237 млрд. м3 газа в год. Географическое положение Китая даёт ему ряд преимуществ по сравнению с Японией и Южной Кореей, позволяя обеспечить сбалансированный поток импорта трубопроводного и сжиженного газа. В 2012 – 2015 гг. в стране планируется построить 6 терминалов по приему СПГ26. К 2015 году Пекин будет импортировать 47 млрд. м3 сжиженного газа. В то же время в среднесрочной перспективе Китай может быть более заинтересован в расширении поставок трубопроводного газа, который обходится ему дешевле СПГ.

В 2011 г. Пекин увеличил закупку трубопроводного газа из Туркменистана на 55%, в то время как поставки СПГ из Австралии, Катара и других поставщиков выросли всего на 23%.

Высокий потенциал азиатского рынка газа усиливает конкуренцию среди поставщиков СПГ. В 2011 г. объём газа, продаваемого на бирже и по кратко- и среднесрочным контрактам, в Азии вырос на 110% - до 50,7 млрд. куб. м (всего в мире по таким контрактам было продано 83,2 млрд.куб.м газа). Ликвидность газового рынка в Азиатском регионе увеличивается. Это может представлять угрозу для более дорогостоящих долгосрочных контрактов на поставку СПГ, которые сохраняют привязку газовых цен к нефти. В настоящее время доля России на рынке СПГ относительно невелика: экспорт с Сахалинского завода по сжижению газа составил порядка 14,65 млрд. куб.м в 2012 г. Поставки осуществляются в Японию (60% от экспорта СПГ), Китай, Индию, Южную Корею и Тайвань. Новый совместный проект ОАО «Газпром» и ОАО «Новатэк» - «Ямал СПГ» значительно повысит шансы России закрепиться в Азиатско-Тихоокеанском регионе, увеличив производственные мощности до 28 млрд. куб.м в год. Однако любая задержка в реализации проекта может привести к тому, что российский сжиженный газ потеснят более активные поставщики из Катара и Австралии. Еще одним нерешенным вопросом остается ценовая политика.

Если предназначенный для АТР российский сжиженный газ с месторождения Ямала и Гыдана пойдет по Северному морскому пути, то он может оказаться более дорогостоящим, чем газ из Австралии и Индонезии. Существует опасность того, что завоевание доли стратегически важного азиатского рынка может не принести высокую прибыль для участвующих в проекте компаний. Ряд западных экспертов также обращают внимание на тот факт, что планы строительства нового российского СПГ-завода во Владивостоке усложнят переговоры по проекту российского трубопровода в Китай, которые проходят трудно из-за принципиальных разногласий сторон по ценам на газ. В случае ввода в эксплуатацию нового СПГ-завода Пекин получит дополнительную возможность добиваться снижения цены на российский трубопроводный газ.

Таким образом, в среднесрочной перспективе мировая торговля газом будет развиваться динамично, конкуренция между трубопроводным и сжиженным газом усилится. Зависимость Европы от трубопроводного газа сохранится, поскольку ценовая конъюнктура для производителей СПГ будет более привлекательной в Азии.

Следует отметить еще один важный момент в развитии мировой газовой отрасли, который оказал серьезное давление на мировой газовый рынок - это революционная технология добычи сланцевого газа методом гидроразрыва пласта (ГРП).

По состоянию на конец 2011 г. Международное энергетическое агентство (МЭА) оценивает ресурсы технически извлекаемого нетрадиционного газа в мире в 328 трлн. куб. м, включая 200 трлн. куб. м сланцевого газа (см. ).

Общие доказанные запасы газа в стране на конец 2010 г. достигли 8,59 трлн. куб. м. Наиболее разведанной на наличие сланцевого газа является территория США. Разведанные ресурсы сланцевого газа на территории США оцениваются в 24 трлн. куб. м (составляет 300 % от доказанных ресурсов в 2010 году)27. При этом последняя оценка доказанных запасов сланцевого газа в этой стране по состоянию на конец 2010 года составляет 2,76 трлн. куб. м (32 % от общих доказанных запасов на 2010 г.), а в 2007 был 660 млрд. куб. м (7,68 % от общих доказанных запасов на 2010 г.). Благодаря приросту сланцевых запасов доказанные запасы природного газа в США выросли на 65 % по сравнению с 2001 годом.

Основным способом разработки газосланцевых плеев в США является применение технологии горизонтального бурения в совокупности с применением гидравлического разрыва пласта. Специфика добычи газа из низкопроницаемых сланцевых пород существенно отличается от традиционной газодобычи. Пробуренные эксплуатационные скважины на начальном этапе дают высокий приток газа, который падает уже через год на 55-85%28. (см. ) После трех лет эксплуатации сланцевая скважина обеспечивает в среднем около 14% процентов от начального дебета. Быстрая потеря продуктивности скважин требует постоянного бурения новых скважин, которые позволяют поддерживать добычу на высоком уровне.

Рисунок 1. Продуктивность скважин на основных плеях СГ в США

Источник: U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2012

Основным преимуществом добычи сланцевого газа в отличие от крупнейших традиционных месторождений – приближенность к центрам потребления. Но это свойство накладывает дополнительные ограничения, в том числе на экологию. Добыча сланцевого газа сталкивается с серьезными экологическими ограничениями ввиду большого охвата площадей и значительного и интенсивного нарушения целостности недр.

В настоящее время, практически во всех странах, где есть потенциал начала коммерческой добычи сланцевого газа, как и в США, созданы экологические комиссии по рассмотрению возможных экологических катастроф от разработки плеев. Важное значение для развития сланцевой газодобычи имеют заключения Environmental Protection Agency (EPA), которое занимается изучением влияния технологии добычи газа из сланцевых пород на окружающую среду. Окончательные выводы агентство обещает опубликовать в 2014 г. Среди основных экологических проблем, связанных с разработкой газосланцевых плеев, выделяют следующие:

- сейсмические риски;

- загрязнение грунтовых вод;

- выбросы;

- поверхностные загрязнения воды и почвы.

Сегодня технология добычи сланцевого газа (гидроразрыв и горизонтальное бурение) запрещены во Франции и Болгарии, временно были приостановлены в Британии, сейчас приостановлены в ЮАР, канадской провинции Квебек, на севере Испании и в штате Нью-Йорк. В большинстве случаев причиной запретов или мораториев стали обвинения в том, что добыча сланцевого газа ведет к масштабным экологическим последствиям. Однако все эти негативные последствия для экологии не являются причинами для остановки разработки сланцевого газа в США и некоторых других странах.

Одним их наиболее важных на сегодняшний день является вопрос о влиянии ГРП на возникновение сейсмической активности и различного рода оползней.

В 2012 г. с дальнейшим развитием сланцевой добычи стало очевидным перепроизводство газа в США, что привело к рекордно низкому уровню цен, замещению угольной генерации на газовую, сокращению импорта и увеличению экспорта газа, масштабным планам по развитию экспорта СПГ, заполнению подземных газовых хранилищ (ПГХ). Потребление газа значительно возросло, в отличие от потребления угля. Таким образом, нужды экономики США во многом решаются за счет переизбытка газа.

С развитием сланцевой газодобычи начинает существенно меняться экспортно-импортный газовый баланс США, с постепенным сокращением трубопроводного и СПГ-импорта и ростом экспортом газа. Общий объём нетто-импорта газа в США за 2011 г. составил около 54,5 млрд. куб. м, что на 25% ниже уровня 2010 г. Это наименьший показатель с 1992 г. Трубопроводный импорт газа в США из Канады в 2011 г. сократился примерно на 5% до 87 млрд. куб. м, в то время как импорт из Мексики упал на 91% до совсем незначительных объемов – 0,084 млрд. куб. м. Объем экспорта газа из США в Канаду и Мексику вырос на 33% в 2011 г. по сравнению с 2010 г. и составил 40,2 млрд. куб. м.

Экономика сланцевой газодобычи, развившаяся на фоне очень высоких рыночных цен с пиком в середине 2008 года, позднее на этапе своего становления оказалась под давлением сложной ценовой конъюнктуры. Цены поставки газа из сланцевых пород по-прежнему остается одним из самых неочевидных вопросов. Они широко варьируются у компаний, работающих на различных плеях, и зависят от целого ряда факторов.

Так, капитальные затраты в основном определяются затратами на сооружение скважин. Средняя стоимость скважины составляет от 2,5 до 9,2 млн. долл. Капитальные затраты на сооружение скважин на сланцевый газ, несмотря на развитие технологий, в последние два-три года несколько возросли из-за удорожания материалов, роста заработной платы и ужесточения экологического контроля, а также повышения технологических показателей самих скважин. Удельные капитальные затраты также в высокой степени зависят от объёма газа, извлекаемого из скважины. Лучшие сланцевый скважины в США имеют коэффициент извлечения от 150 до 300 млн. куб.м, но чаще показатель в 10-100 раз ниже.

Операционные затраты на добычу – наиболее переменчивая величина в сланцевой газодобычи, напрямую зависящая от производственной специфики компании и условий добычи.

Еще одна составляющая цены поставки – налоги и роялти – определяется действующим на территории всей страны и в каждом штате фискальным режимом.

Cущественной особенностью экономики сланцевой газодобычи является очень короткие инвестиционные циклы проектов. Для крупных мировых газовых проектов инвестиционные циклы могут измеряться десятилетиями и необходимо на весь этот период показать экономическую эффективность – гарантии сбыта и приемлемые цены. Короткий срок разработки и действия сланцевых скважин позволяет более оперативно реагировать на рыночную ситуацию и корректировать инвестиционную политику. С увеличением доли сланцевой газодобычи, газовая отрасль становится более гибкой и в принципе должна быстрее балансировать рынок.

Основным финансовым инструментом, активно используемым американскими компаниями, является хеджирование, что позволяет производителям продавать товар по более высокой цене, фиксируя цену продажи части продукции в будущем. По данным на середину 2012 г., в целом по США компании «сланцевого» сектора хеджировали до 70% своей продукции. Потери от хеджирования наблюдались в 2008 г. при пике цен на природный газ, когда компании заранее продали часть своей будущей продукции по более низкой цене, а прибыль была получена с момента коллапса цен на Хенри Хаб с начала 2009 г., когда производителям удалось загодя застраховаться по более высоким ценам.

Бум в газовой промышленности в значительной степени объясняется огромными объёмами сложного, нестандартного финансирования, предоставленного инвестиционными банками, такими как Goldman Sachs, Barclays и Jefferies&Company. Большая часть денег, которые банкиры привлекли для американских операторов, пришла из зарубежных нефтяных и газовых компаний, таких как Total, China National Offshore Oil Corporation, которых убедили, что «Американская сланцевая революция – это та возможность, мимо которой нельзя пройти».

Наиболее наглядно результаты подобной политики видны на примере Chesapeake, который, как и многие другие игроки рынка сланцевого газа, заключил много сложных финансовых сделок, которые не позволили своевременно сократить добычу для удержания цен. Казавшееся еще недавно спасением хеджирование будущих продаж обернулось не только обязательствами продолжать убыточную добычу, но и перестает быть прибыльным финансовым инструментом.

Единственным разумным выходом в подобной ситуации для компаний сектора явилось бы сокращение добычи газа с неизбежной последующей корректировкой его цены в сторону увеличения, поскольку минимальным порогом, при котором сланцевый газ выйдет из «красной зоны», является уровень цен в 150 долл./тыс. куб.м, обеспечивающий покрытие не только операционных, но и капитальных затрат, а также приемлемую норму рентабельности для компаний отрасли. Весь вопрос в том, сумеют ли компании «дотянуть» до окончания уже принятых на себя обязательств по добыче с продажей по заранее фиксированной цене, не прибегая к новым кабальным финансовым схемам.


1.2 Международная торговля природным газом.

Сегодня международный рынок природного газа представляет собой три взаимосвязанных региональных рынков – европейский, американский и азиатско-тихоокеанский.

Кроме регионального деления рынков, на которые приходится объем потребления в размере 3223 млрд. куб. м за 2011 г. существует деление по методам доставки газа, согласно которому газ поставляется с помощью магистральных трубопроводов или газовых танкеров в сжиженном виде. Объем торговли по газовым магистралям за 2011 год составил около 600 млрд. куб. м газа в год, а на рынке сжиженного природного газа около 300 млрд. куб. м. за тот же период. При этом стоит отметить то, что рынок СПГ с 2001 по 2011 увеличился в более чем два раза с 142,95 млрд. м3 до 330,8 млрд. м3 в 2011 г., при росте рынка трубопроводного газа за тот же период всего на 40%.

Начнем с американского рынка природного газа. Еще около 5 лет назад это был рынок со стремительно растущим импортным потенциалом. США была и остается страной с растущей экономикой, нуждающейся во все новых больших объемах газа.

Канада была основным экспортером газа для США и согласно мнению аналитиков к 2015 году Штаты должны были начать импортировать СПГ в больших объемах (см. ).

Рисунок 1. Потребление, производство и импорт природного газа в США

Именно для этой цели на побережье США активно строились регазификационные СПГ терминалы29. Постоянный рост потребления газа в США привел к росту цен на традиционный природный газ. Увеличение цен на рынке (см. ) и ряд других факторов, свойственных только США, среди которых можно выделить развитую систему газопроводов, законодательство в отношение частной собственности на землю, а также наличие компаний производящих оборудование для добычи полезных ископаемых и многое другое, создало возможность для начала промышленной разработки месторождений сланцевого газа (СГ).

Рисунок 1. Спотовая цена на газ на Henry Hub,  долл.США/мил. БТЕ

Удачное развитие технологии добычи СГ повлекло за собой существенную трансформацию американского энергетического рынка. В частности, доля угля в выработке электроэнергии упала до рекордно низкой отметки в 35%.

В последние пять лет добыча сланцевого газа в США стала активно развиваться. В начале разработки сланцевых месторождений в 2007-2009 гг. цена на газ составляла 250-350 долл./тыс. куб. м при себестоимости добычи СГ более 150 долларов. Дальнейшее развитие технологии позволило увеличить производство газа в стране и выйти на первое место по добычи газа в мире.

В этой связи возник всплеск предложения газа на рынке США, которые естественно вызвал падение цен. Стоимость газа с максимального значения в 2008 году упала более чем 4 раза к 2012 г. (см. ). Появление дешевого топлива (на 28.01.2013 около 117 долл. за 1000 куб. м30) запустило процессы промышленного восстановления и перевода некоторых производств обратно на территорию Северной Америки.

Прирост в добыче газа на территории Штатов привел к уменьшению экспортируемого газа, в том числе из Канады (см. ). Увеличение объёмов добычи газа снизило цены на энергоноситель на внутреннем рынке (с 226$ за кубометр в 2008 г. до 112$ в конце 2011 года), Такие изменения повлекли к тому, что доля угля в выработке электроэнергии упала до рекордно низкой отметки около 500 млн. тонн нефтяного эквивалента (см. ). «Сланцевый бум» и снижение цены на природный газ дали возможность американским газодобывающим компаниям начать разрабатывать масштабную программу по экспорту СПГ за счет переоборудования регазификационных терминалов.

С учетом этого, на современном этапе развития власти Соединенных Штатов начали прорабатывать вопрос экспорта СПГ. Так, у Министерства энергетики США накопилось около 18 заявок на осуществление поставок СПГ общим объемом более 120 млрд. куб. м, что составляет около трети сегодняшней торговли СПГ. Регулирующие органы не спешат с выдачей таких разрешений, изучая возможный эффект от этого решения на внутренний рынок страны. Если пойти по пути неограниченного экспорта СПГ, это чревато увеличением цен на внутреннем рынке США на газ на 15-50 % в течение первых пяти лет. Подобная конъюнктура на газовом рынке способна поставить под угрозу срыва планы правительства США по приданию дополнительной динамики экономике страны за счет открытия на волне дешевых цен на «голубое топливо» новых производств и расширения уже имеющихся. Особенно это касается предприятий химической и металлургической промышленности, заводов по производству удобрений и стекла. Важность недопущения существенного роста стоимости газа также обусловлена нацеленностью действующей администрации на осуществление перевода энергогенерирующих отраслей и транспорта на этот более экологичный вид топлива. При строительстве СПГ терминалов необходимо учитывать то, что прироста основной добычи планируется добиваться за счет дальнейшего освоения СГ. В этом контексте тревожно выглядит тот факт, что реальный срок жизни скважин «нетрадиционного» газа значительно ниже «традиционного».

По подсчетам компании Cheniere Energy, самую низкую прибыль от реализации СПГ по ценам региональных рынков за минусом транспортных и производственных расходов компания может получить при поставках в Европу (около 150 долл./тыс. куб. м), при поставках в АТР – почти 200 долл./тыс. куб. м, а самая высокая доходность прогнозируется в странах Латинской Америки – 280 тыс. куб. м.31 Подобные расчеты могут свидетельствовать о приоритетах будущих поставок СПГ из Северной Америки. При этом прошу особое внимание обратить на то, что даже если учесть достаточно оптимистичный уровень цен и небольшой объем импортного рынка Латинской Америки европейское направление оказывается наименее доходным.

Положительный эффект от экспорта газа Штатами интуитивно следует ожидать исходя из общих положений современной экономической науки.

Следующим региональным рынком газа, о котором можно и нужно говорить является рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Согласно  этот рынок не только нарастил производство почти в два раза с 272,1 млрд. куб. м в 2000 г. до 479,1 млрд. куб.м. в 2011, но и потребление с 308,3 млрд. куб. м до 590,6 млрд. куб. м соответственно. На этом рынке представлены основные потребители Китай, Япония, Индия, Таиланд, Южная Корея и т.д., и производители Австралия, Малайзия и Индонезия. Из-за своего особенного расположения страны данного региона в меньшей степени способны получать газ за счет магистральных трубопроводов и в большинстве своем закупают сжиженный природный газ. Постоянным лидером в области потребления СПГ в мире и в АТР остается Япония. За 2011 год страна восходящего солнца потребила 105,5 млрд. куб. м газа показав рост более чем в 10% по сравнению с 2010г., а в 2012 г. около 127 млрд. куб. м показав уже рост в 20 %. Постоянное потребление и рост СПГ в стране связан в первую очередь с отсутствием возможных для разработки месторождений газа, высокотехнологичным (постиндустриальным) развитием промышленности, а также с прекращением атомной программы в стране по причине серьезных последствий от землетрясения и наводнения в марте 2011г.

Больше половины СПГ импортируется Японией из стран Азиатско-тихоокеанского региона (Малайзия (20,3 млрд. м3), Австралия(19,0 млрд. м3), Индонезия (12,6 млрд. м3), Бруней (8,4 млрд. м3)) остальные объемы поставлялись из Катара (15,8 млрд. м3) и России (9,8 млрд. м3). Более десяти лет назад в 2001 г. ситуация обстояла следующим образом: Япония потребляла около 74 млрд. м3 из которых Индонезия поставляла 22,74 млрд. м3, Малайзия 15,27 млрд. м3, Австралия 10,05 млрд. м3, Бруней 8,2 млрд. м3, Катар 8,3 млрд. м3, ОАЭ 6,89 млрд. м3.

Стоит отметить несколько факторов, присущих Азиатско-тихооеканскому рынку: весь производимый странами экспортерами газ (магистральный и сжиженный) распродается в этом же регионе; высокий спрос на углеводороды со стороны Японии, Китая, Индии, Южной Кореи придает импульс росту цен. В связи с этим один из главных и перспективных производителей СПГ в регионе - Австралия планирует увеличивать производство газа (см. ).

Рисунок 1. Экспорт СПГ Австралией

Согласно статистическим данным с 2001 по 2011 г. экспорт СПГ из Австралии увеличился с 10,2 млрд. куб. м до 25,9 млрд. куб. м и к 2020 году Сидней планирует вывозить в сжиженном состоянии около 70 млрд. куб.м32. В стране начато впечатляющее число проектов по производству СПГ (см. ).

В настоящее время инвестиции в строительство заводов по производству СПГ в Австралии составляют примерно 180 млрд. долл. К 2018 г. страна собирается обогнать Катар по объемам экспорта сжиженного газа. Число линий по сжижению вырастет с 7 до 24, а их общая мощность увеличится в три раза – с 30 до 100 млрд. куб.м. Однако рентабельность австралийских проектов по сжижению газа сейчас находится под сомнением. Растущие строительные расходы сокращают маржу компаний, а появляющиеся на рынке конкуренты угрожают снизить цены на голубое топливо. Стоимость строительства завода по производству СПГ в Австралии – самая высокая в мире. Менее чем за десятилетие она подскочила в 4 раза, увеличившись до 4 тыс. долл. за тонну сжиженного газа.

В скобках указаны экспортные объемы в млн. тонн в год.

Рисунок 1. Австралийские проекты СПГ

Увеличивающийся объём экспорта австралийского газа в первую очередь пойдет на замещение выбывающих японских мощностей в ядерной энергетики, увеличение экспорта СПГ Китаем, Южной Кореей и Индией. В частности, согласно BP Statistical Review of World Energy June 2012: в Японии потребление ядерной энергии в 2010 г. составляло 66,2 млн. тонн нефтяного эквивалента (toe). После известных Вам событий в марте 2011 г. и выбранной японским руководством стратегии, направленной на отказ от использования атомной энергетики, в 2011 г. АЭС выработано всего 36,9 млн. тонн нефтяного эквивалента – падение более на 40%. При этом за аналогичный период Япония увеличила потребление газа с 85 до 95 млн. тонн нефтяного эквивалента рост на 11,8%.

Таким образом, при самых легких подсчетах Японии будет необходимо еще около 40 млрд. куб. м газа для покрытия выбывающих (36,9 млн. toe)33 мощностей АЭС. Такой объем можно будет взять, в том числе из Австралии.

Еще одним перспективным газовым локомотивом в потреблении и возможно в производстве постепенно становится Китай.

Газовый рынок Китая продолжает оставаться одним из наиболее трудно прогнозируемым, так как на него оказывают влияние не только традиционные экономические факторы, такие как ситуация в мировой экономике, но и неопределенности, связанные с ценовой и энергетической политикой государства.

Динамика и структура потребления углеводородов в Китае находится под пристальным вниманием руководства КНР. С одной стороны, власти страны выступают за улучшение экономической ситуации в государстве, что может быть достигнуто только путем сокращения доли угольных электростанций и ввода новых, экологически чистых газовых, а, с другой стороны, Пекин планирует продолжить осуществлять политику сдерживания роста цен на электричество для национальных потребителей. Несмотря на то, что китайское руководство приняло в 2011 г. в качестве ориентира на 12-ю пятилетку увеличение доли использования газа в структуре энергопотребления до 8 % (примерно 230 млрд. куб. м к 2015 г.), это не подразумевает рост объёмов импорта газа в Китай из-за рубежа. Китайские расчеты, в первую очередь, ориентированы на развитие внутренней добычи газа (к 2015 - 120 млрд. куб. м) и в них учтены лишь ресурсы с подтвержденных месторождений традиционного газа и его эквивалента, получаемых из твердых пород и угольных пластов.

Таким образом, китайский газовый рынок с 2011 г. вошел в стадию динамичного развития. В тот же год экономика страны потребила 130,7 млрд. куб. м газа (без учета Гонконга, на долю которого приходится 3,1 млрд. куб.м), их них 102,5 млрд. кубометров добыто непосредственно в КНР, а по итогам 2012 г. аналогичные показатели должны составить 150 и 110 млрд. куб.м.

Базовые работы по формированию национального газового рынка китайцы предлагают завершить к 2015 г. К тому моменту сеть магистральных трубопроводов достигнет 90 тыс. км, будет создана система подземных хранилищ газа. Годовое потребление газа в КНР к 2015 г. запланировано на уровне 230-260 млрд. куб. м, а к 2020 г. данный показатель намечено довести до 400 млрд. куб. м, что соизмеримо с объемами закупок газа во всем Евросоюзе. В связи с тем, что, в качестве основного источника сырья в Пекине рассматривают освоение собственной ресурсной базы на ближайшие десятилетия ведущая роль отводится разработке месторождений «традиционного» природного газа, возможности ежегодного прироста добычи которого оцениваются в профильных структурах КНР в 10 млрд. куб. м. Благодаря этому Китай намерен в 2015 г. производить 150 млрд. куб. м природного газа, в 2020 г. – около 200 млрд.

Наряду с этим Госсовет КНР утвердил весьма амбициозные планы по освоению сырья из «нетрадиционных» источников. Программа амбициозно потому, что Китай не имеет достаточно развитой транспортной инфраструктуры (см. ), существует неопределенность схем финансирования проектов по добычи СГ, наличествуют длительный сроки согласования и геология сланцевых газоносных формаций на уже пробуренных скважинах в Китае пока существенно уступают американским. Так, добычу СГ планируется фактически с нуля довести к 2015 г. до 6,5 млрд. куб. м и к 2020 г. при благоприятных условиях до 60-100 млрд. куб. м., метана угольных пластов и угольных шахт – до 20 млрд. куб. м к 2015г.

Рисунок 1. Главные сланцевые плеи и основная газопроводная система Китая

Китай обладает потенциально огромными запасами сланцевого газа, по начальным подсчетам, объем добываемого сырья составит 25,1 трлн. куб. метров34, а по подсчетам Международного энергетического агентства объем может достигать 36 трлн. куб. м35.

В Китае решающим фактором освоения сланцевых ресурсов станет наличие воды.36 Страна с количеством населения в 21% от мирового обладает только 6% водных ресурсов. Дефицит воды вызывает беспокойство потенциальных инвесторов в разведку и добычу (см. ). С учетом проблем с водоснабжением в некоторых областях КНР, Пекин уже исключил Таримский газовый бассейн из разработки сланцев.

Примечание:

Коричневым цветом указаны регионы в высоким дефицитом воды.

Серый цвет демонстрирует отсутствие данных

Фиолетовым цветом обведены бассейны месторождений сланцевого газа

Рисунок 1. Нахождение сланцевых плеев и распределение воды на территории Китая

Источник: Maplecroft

Немаловажную роль в развитие газовой индустрии КНР отводится организации диверсификации каналов импорта сырья (см. ). Так, к 2011 г. из-за рубежа на китайский рынок было поставлено около 32 млрд. м3 газа, из которых 15,2 млрд. м3 – по трубопроводу из Центральной Азии и 16,8 млрд. м3 – СПГ. В 2012 году импорт запланирован на уровне 45, при этом из Центральной Азии газ составит 25 млрд. м3. В 2013 г. объём экспорта центрально-азиатского газа в КНР должен составить уже 31,9 млрд. м3 (24,9 из Туркмении, 5 из Узбекистана и 2 из Казахстана), в 2014 - 46,6 (35,6; 9 и 2), в 2015 г. – 55,5 (42,5; 10; 3).

Рисунок 1. Поставщики СПГ в Китай, в 2011

Источник: FACTS Global Energy

 

В завершающую стадию вступили работы по сооружению Китаем газопровода с шельфа Мьянмы пропускной способностью – 12 млрд. м3 в год, его ввод в эксплуатацию намечен на середину 2013 г.

К настоящему моменту в КНР действуют 5 терминалов по приему СПГ и еще четыре находятся в стадии строительства. Суммарная пропускная способность девяти терминалов составит примерно 50 млн. тонн (66,7 млрд. куб.м) в год. На различных стадиях утверждения находятся еще до 10 заявок на строительство новых терминалов.

При этом стоит отметить то, что Австралия стала крупнейшим и самым дешевым поставщиком, а Катар - самым дорогим (см. ). Для сравнения в январе 2012 г. китайцы приобретали газ по цене $306,73 долл. за 1 тыс. куб. м (CIF на границе Туркмении и Узбекистана, где, по сути, берет начало газопровод Центральная Азия-Китай).

Рисунок 1. Экспортные потоки газа в Китай за октябрь 2012 г.

Источник: FACTS Global Energy

Азиатско-тихоокеанский рынок остается региональным, но ему присущи черты глобального. Это объясняется тем, что ближневосточные и африканские экспортеры СПГ поставляют на рынок АТР довольно большие объемы своего газа и тем, что некоторые страны экспортеры магистрального газа в Европу (Россия, Туркменистан, Иран) стремятся также направить часть своего экспорта в страны АТР. Все экспортеры газа пытаются «застолбить» хоть какую-то долю растущего рынка в данном регионе. В 2011 производители региона поставили около 97 млрд. куб. м СПГ и 29 млрд. куб. м магистрального газа. Более 60% (207,3 млрд. куб. м) мировых поставок СПГ приходится на Азию и 6% магистрального (43,2 млрд. куб. м).

Естественный экономический рост и увеличение доли газа в общем объеме потребляемых ресурсов в странах АТР вызывает повышенный спрос на газ. Ужесточается конкуренция между «большой тройкой» азиатских потребителей газа – Японией, Южной Кореей и Китаем – за ограниченные объемы поставок СПГ с Ближнего Востока. К ним добавляется целый ряд государств Азии, планирующих или уже строящих приемные терминалы СПГ: Индонезия, Малайзия, Таиланд, Вьетнам. По прогнозам к 2016 г. совокупный объем импорта СПГ азиатскими странами достигнет почти 300 млрд. куб. м в год, что составляет почти весь сегодняшний экспорт СПГ.

Однако удовлетворение столь быстро растущего спроса может оказаться проблематичным. Масштабная программа Катара по расширению мощностей по сжижению газа, ставшая одним из факторов переизбытка в 2009-2010 гг. газа, завершена. В РФ и Австралии уже реализуются проекты СПГ общей мощностью 60 млрд. куб. м, а также проекты в США и Канаде еще на 165 млрд. куб. м находятся на стадии рассмотрения.

Однако, как в США и Канаде в России ни один из предлагаемых проектов не будет завершен до 2018 г., так и в Австралии сооружение заводов СПГ общим объемом в 60 млрд. куб. м сталкивается с проблемами: дефицит рабочей силы, природные катаклизмы, удорожание строительства. В результате к 2016 г. в строй вступят не более 27 млрд. куб. м австралийских мощностей.

В итоге мировые мощности по производству СПГ до 2018 г. будут уступать глобальным регазификационным мощностям. Это создает основу для заметного ужесточения в ближайшие годы конкуренции потребителей за поставки СПГ и роста цен на большинстве региональных рынков. Азиатские страны в возрастающей степени будут выкупать свободные объемы СПГ из любых стран, забирая их с европейского рынка.

Самым важным на сегодняшний день для России остается европейский региональный рынок. Этот рынок начался с российско-германских договоренностей о поставках газа. В дальнейшем Россия начала поставлять магистральный газ и в другие страны Европы. Таким образом, сформировался европейский региональный рынок природного газа.

Представленный ниже  демонстрирует европейские страны-импортеры российского газа. При этом видно, что чем дальше от экспортера - Франция, Италия, Греция - тем цена на газ выше. Кроме того, стоит отметить то, что Россия не поставляет газ на окраины Европы – Португалию, Испанию и в страны, имеющие свои, более близкие источники альтернативного газа — Норвегия, Дания и Швеция.

Рисунок 1. Европейский региональный рынок газа

На сегодняшний момент в Европе сформировался рынок газа со своими основными поставщиками в виде России, Норвегии, Алжира и Катара (см. ) и основными потребителями (Великобритания, Германия, Франция, Италия, Испания, Нидерланды).

Однако после 2010 года из-за ряда событий Европейский союз разработал новую стратегию, согласно которой страны Европы должны следовать трем основным направлениям:

  1.  Разумный рост: развитие экономики, основанное на знаниях и инновациях.
  2.  Устойчивый рост: создание экономики, основанной на целесообразном использовании ресурсов, экологии и конкуренции.
  3.  Всеобъемлющий рост: способствование повышению уровня занятости населения, достижение социального и территориального согласия.

Источники данных - «Газпром», Statoil, Quatargas.

Рисунок 1. Объемы газа поставленного основными поставщиками газа в Европу в 2011 г, в млрд. м3

В связи с этим страны ЕС должны объединить в общую систему свои национальные газовые рынки тем самым создавая единый рынок потребителя газа. Европейские государства постепенно формируют будущие газовые центры или хабы где будут происходить сделки по покупке и продаже газа (Италия, Германия, Австрия, Турция). А с другой стороны, чтобы обезопасить свое население от заморозков самостоятельно договариваются используя долгосрочные контракты об импорте природного газа и увеличивают количество каналов поставок энергоносителей.

демонстрирует постепенное увеличение количества маршрутов доставки углеводородов, в том числе за счет развития регазификационных СПГ терминалов на территории стран ЕС.

Кроме того, такие страны как Германия, Италия и ряд других сооружают «Северный и Южный потоки» для стабильного снабжения газом своих экономик.

Примечание:

Красным указаны СПГ терминалы существующие, Желтым строящиеся и Зеленым проектируемые.

Рисунок 1. СПГ терминалы Европы

Как было уже отмечено выше (см. ) создание сжиженного природного газа имеет практически постоянные издержки при доставке газа в независимости от расстояний транспортировки. Проблема в том, что издержки эти постоянные, неснижаемые и они больше издержек на транспортировку газа по магистралям. Каждый раз, сжав и охладив природный газ, чтобы погрузить его на газовый танкер, тратится около 65$ за 1000 м3 газа37. В связи с этим, СПГ оказывается менее выгоден в независимости от расстояний доставки — сжижение, погрузка на борт, выгрузка и регазификация отнимают слишком много энергии и денег, а в случае с Европой Катару не надо каждый раз пересекать Суэцкий канал и конкурировать с ценой трубопроводного газа из Норвегии и России. Таким образом, становится понятно, почему на европейском рынке цена на газ на открытом рынке мала.

Таким образом, СПГ остается дополнительным источником, а основным остаются газопроводы.

Однако, страны Европы выбрали стратегию поступательного развития и некоторые государства из данного региона хотят обеспечить свою национальную энергетическую безопасность любыми способами. Таким образом, они (страны) пытаются воспроизвести «сланцевую революцию», произошедшую в США.

В апреле 2011 г. Управление энергетической информации США опубликовало отчет, в котором технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в мире оцениваются в 185 трлн. куб. метров38. В странах Европы разведанные запасы сланцевого газа в совокупности составляют почти 10% (17,7 трлн. куб. м) от общемирового показателя. Однако на сегодняшний день опыт разработки месторождений сланцевого газа в Европе слишком мал для того, чтобы провести оценку имеющихся потенциальных ресурсов.

Предположительно, запасами сланцевого газа обладают как минимум 16 стран Европы, включая Украину, но при этом, ни один из газоносных комплексов еще не был введен в промышленную эксплуатацию. Более половины всех оценочных запасов сланцевого газа в Европе сосредоточено в двух странах. Наибольшие из них расположены в Польше — 5,3 трлн. куб. метров; они составляют 29% от общеевропейского объема запасов, но менее 3% от общемировых запасов сланцевого газа. Второе место после Польши с минимальным отрывом занимает Франция, чьи ресурсы сланцевого газа оцениваются в 5,1 трлн. куб. метров (28% от общеевропейского объема запасов). Лишь малая доля этих ресурсов может в будущем оказаться рентабельной для целей промышленной добычи.

Активные действия по развитию сланцевой газодобычи в Европе связаны с Польшей, где первые работы начались еще в 2007 году. В марте 2012 г. Государственный институт геологии Польши (PIG) опубликовал исследование, сделанное совместно с Геологической службой США39. Согласно полученным данным, извлекаемые ресурсы сланцевого газа в Польше составляют в среднем около 550 млрд. куб. м газа, что почти в 10 раз меньше ранее озвученных оценок. По оценкам различных международных ведомств40, затраты на добычу сланцевого газа в Европе окажутся на 50% выше, чем в США, составив 180-360 долл./тыс. куб. м.

Помимо Польши потенциально перспективными регионами добычи сланцевого газа считаются также Франция, Австрия, Германия, Нидерланды и Великобритания.

Таким образом, ЕС хоть и включилась в поиски сланцевого газа на своей территории, за минувшие пять лет практически не получила обнадеживающих результатов ГРП. За это время тема сланцевой газодобычи получила широкий общественный резонанс, что в итоге уже привело к принятию запретительных мер в некоторых европейских государствах. Добыча незначительных объемов сланцевого газа в Европе возможна не ранее 2020 г.

В условиях ухудшения экономической ситуации в Европе динамика потребления природного газа в целом останется слабой. Будет наблюдаться падение потребления газа в электрогенерации, поскольку низкие цены на уголь и минимальные стоимость эмиссионных углеводородных сертификатов оставляет производство электроэнергии на угольных станциях конкурентоспособным. Сокращение доли поставок СПГ из-за Азиатско-Тихоокенаского рынка будет компенсироваться предполагаемым вводом новых мощностей трубопроводных проектов. Рост объемов газопроводных поставок (из России, Норвегии и Алжира) может быть также стимулирован изменением условий долгосрочных контрактов (большая ориентация их формулы на спотовые цены), что приведет к снижению стоимости трубопроводного газа.


Глава 2. Проблемы и перспективы развития российской газовой отрасли.

2.1 Современное состояние российского газового комплекса.

Россия играет ключевую роль в мировой экономике как поставщик минерального сырья. Практически все известные на Земле полезные ископаемые в том или ином количестве имеются и в России; по запасам и добыче многих из них наша страна входит в число мировых лидеров. Добыча и переработка минерального сырья остается фундаментом российской экономики. Экспорт сырой нефти, нефтепродуктов, природного газа и сжиженного газа обеспечивает более половины валютных поступлений в страну. Процент продукции минерально-сырьевого комплекса (сырая нефть, нефтепродукты, природный газ и сжиженный газ) в российском экспорте в 2011 г. достиг 63% (в 2001 г. он составлял 51%).

Начальные суммарные ресурсы газа Российской Федерации оцениваются в 235,6 трлн. кубометров, из них примерно 160 трлн. — на суше и около 76 трлн. — на шельфе. На долю разведанных запасов, оцененных по категории С2, приходится 47,57 трлн. куб. м41 или 20% от общего объема ресурсов. Следующими странами после России по запасам газа являются Иран с 33,07 трлн. м3, что составляет 17,2% мировых запасов и Катар с 25,2 трлн. м3 (13% мировых запасов).

На территории России открыто более 830 месторождений природного газа, 360 из которых вовлечены в разработку.42 Добыто в Российской Федерации природного газа с 1985 по 2011 гг. 14801,5 млрд. м3 43. Перспективные ресурсы оцениваются в 157,5 трлн. м3.

Важнейшей геологической особенностью разведанных запасов газа Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве месторождений. Основным районом сосредоточения запасов (37 трлн. куб. м или 77% от общего размера запасов) являются северные районы Западной Сибири – территория ЯНАО.

Запасы второго в мире Уренгойского месторождения оцениваются в 10,2 трлн. куб. м, Ямбургского – 5,242 трлн. куб. м, Бованенковского – 4,4 трлн. куб. м (см. Приложение F).

По объемам добычи и запасам газа в России самой крупной компанией является ОАО «Газпром» (см. ). Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии на геологическое изучение и разработку месторождений, в которых сосредоточено порядка 35 трлн. куб. метров (75% от общего объема) российского газа.

Следующим по объемам запасов является компания ОАО «НОВАТЭК» с 1,321 трлн. куб. м природного газа44. Данный показатель выводит данную компанию на второе место в российском рейтинге по объему доказанных запасов и на пятое место в рейтинге крупнейших в мире. Месторождения «НОВТЭКА» расположены в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации – в крупнейшем регионе по добыче природного газа, на долю которого приходится около 84 % российского объема добычи.

По предварительной оценке, в Российской Федерации добыто природного газа в 2012 г. в объеме 654,4 млрд. куб. м45, что ниже уровня 2011 года на 14,6 миллиарда кубометров, или на 2,1 %. Резко сократили добычу природного газа предприятия Группы «Газпром» - на 5,7 процента. Однако увеличили добычу газа в 2012 году по сравнению с предыдущим годом нефтяные компании - на 6,4 процента, и ОАО «НОВАТЭК» - на 6,6 процента (см. ).

Экспортные поставки газа трубопроводным транспортом в 2012 году составили 181,4 миллиарда кубометров, по сравнению с прошлым годом сократились на 8,8 миллиарда кубометров, или на 4,6 процента. Сокращение поставок газа на экспорт происходит вследствие снижения поставок газа на Украину и страны Европы.

Российская Федерация совместно с рядом европейских государств реализует проект «Северный поток». Стратегическим преимуществом проекта является возможность диверсифицировать транспортные маршруты российского экспорта, повысить надежность экспортных поставок, оптимизировать транспортные потоки и увеличить объёмы экспортных поставок. Кроме того, российский участок газопровода позволит решить вопросы, связанные с поставками газа потребителям северо - западного региона России.

Российский сухопутный участок для подачи газа в "Северный поток" протяженностью 917 километров проложен от Грязовецкого газотранспортного узла системы газопроводов «СРТО – Торжок» по территориям Вологодской и Ленинградской областей до бухты Портовой (г.Выборг). Газопровод «Северный поток» протяженностью 1224 километра проходит от бухты Портовой через акваторию Финского залива и Балтийского моря непосредственно до побережья Германии (г. Грайфсвальд).

В Германии "Северный поток" состыкован с газопродом «ОПАЛ» (от грйфсвальда в направлении Ольбернау), в дальнейшем планируется соединить его со строящимся газопроводом «НЕЛ» (от г. Грайфсвальда в направлении г. Редена).

Ежегодная производительность газопровода - до 55 миллиардов кубометров (две нитки по 27,5 млрд. куб. м в год). Сырьевой базой поставок для газопровода является газ из Единой системы газоснабжения. Основные целевые рынки поставок газа - Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция и Дания.

Первая нитка газопровода введена в эксплуатацию 8 ноября 2011 года, тогда же начаты коммерческие поставки газа в ЕС. В 2011 году по газопроводу поставлено 0,82 млрд. куб. м топлива, за январь - сентябрь 2012 года - 8,38 миллиарда кубометров (по данным ЦДУ ТЭК). Ввод второй нитки газопровода состоялся в октябре 2012 года.

Также Россия реализует проект газопровода «Южный поток», направленный на укрепление энергетической безопасности Европы. Это ключевой проект в рамках стратегии по диверсификации маршрутов поставок газа в ЕС. Напрямую соединив поставщиков с потребителями углеводородов, «Южный поток» значительно повысит безопасность энергоснабжения всего европейского континента.

В средне- и долгосрочной перспективе спрос на газ в ЕС будет возрастать. Страны, которые ранее не потребляли газ в больших объемах для промышленных нужд, скорее всего, будут ориентировать свои экономики на его использование, так как уголь, мазут и атомная энергетика существенно уступают газу по экологичности. И несмотря на то, что сегодня собственная добыча все еще обеспечивает значительную долю внутреннего европейского потребления, со временем ее доля будет неуклонно сокращаться. Европе будут необходимы увеличение импорта природного газа и, естественно, новые мощности по его транспортировке.

Таким образом, основными вопросами энергобезопасности европейского континента становятся наращивание объемов поставок газа и исключение транзитных рисков. Именно этим критериям полностью соответствует инициатива по строительству «Южного потока».

В пределах полуострова Ямал открыто 26 месторождений, разведанные запасы газа которых составляют 10,4 трлн. куб. м. В ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и другие) в размере от 166 до 198 млрд. долларов США.

В октябре 2012 года началась промышленная добыча газа в новом крупном газоносном регионе - на Ямале. Введена в эксплуатацию первая очередь на крупнейшем нефтегазоконденсатном месторождении полуострова - Бованенковском - с запасами газа (категории С1+С2) порядка 4,9 триллиона кубометров и проектным уровнем добычи 115 миллиардов кубометров. Для обеспечения транспортировки газа от месторождений Ямала в Единую систему газоснабжения России построена первая нитка системы магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта».

С 2010 года успешно реализуется проект, разработанный ОАО "НОВАТЭК" и предусматривающий производство до 15 миллионов тонн СПГ в год. В рамках проекта предусматривается освоение Южно - Тамбейского месторождения, которое является одним из крупнейших на полуострове Ямал с запасами порядка 1,3 триллиона кубометров газа. Строительство завода по производству СПГ предполагается в три очереди, по 5 миллионов тонн СПГ каждая. В 2012 году начаты работы по строительству инфраструктуры проекта (порт, дороги, комплекс объектов жизнеобеспечения).

В рамках эффективного использования попутного нефтяного газа реализуется проект на Харампурском месторождении. Суммарные инвестиции в реализацию проекта - 15,4 миллиарда рублей, в 2012 году вложено 3,5 миллиардов рублей. До конца года на Харампурском месторождении планируется ввести в эксплуатацию дожимную компрессорную скважину с установкой подготовки газа производительностью 1,2 миллиарда кубометров в год, предназначенную для закачки ПНГ на временное хранение в пласт. Закачка будет осуществляться до окончания строительства в 2016 году магистрального газопровода в 2016 году магистрального газопровода от Харампурского месторождения для транспортировки газа в ЕСГ ОАО «Газпром».

Кроме того, реализуется проект эффективного использования попутного нефтяного газа на Приобском месторождении, Салымской и Шапшинской группах месторождений.

Проводятся активные работы по газификации регионов России и строительству региональной газотранспортной и газораспределительной инфраструктуры.

Запущен процесс постепенной управляемой либерализации внутреннего рынка газа через создание электронной торговой площадки, работающей по биржевым технологиям, на которой уже было реализовано около 10 млрд. куб. м газа.

Отчасти из-за того, что положение «Газпрома» в Европе становится менее стабильным, ему приходится развиваться в новом, восточном, направлении, пытаясь выйти и захватить долю рынка в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.

Степень разведанности потенциальных ресурсов газа в России составляет лишь 24,5%. Очень низкими показателями разведанности и выработанности газовых ресурсов характеризуются Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы, а также шельфы морей. Это указывает на большие возможности дальнейшего расширения и освоения сырьевой базы газовой промышленности. В связи с этим приняты различного рода законы и стратегии по развитию Востока России, в частности Восточная газовая программа (ВГП). Кроме того, планируются различного рода шельфовые проекты – Штокмановское месторождения, шельфовые месторождения п-ова Ямал и т.п.

Восток России — это 60% территории страны; начальные суммарные ресурсы газа суши Востока России — 52,4 трлн. куб. м, шельфа — 14,9 трлн. куб. м. Вместе с тем, геологическая изученность газового потенциала региона является крайне низкой и составляет 7,3% для суши и 6% для шельфа.

Реализация Восточной газовой программы позволит сформировать здесь принципиально новые центры газодобычи и развить систему газоснабжения, которая по мере выполнения программы позволит сформировать Единую систему газоснабжения России от Балтики до Тихого океана.

Основная цель газовой отрасли на востоке России это через развитие газоснабжения и газификацию российских регионов переход к восстановлению промышленности, созданию газопереработки, газохимии и гелиевой промышленности.

Поэтому реальное освоение газовых запасов Дальнего Востока началось после того, как в конце 2006 года владелец национальной газотранспортной системы (ГТС) государственный концерн «Газпром» получил контроль в проекте «Сахалин-2», запасы которого составляют 900 млрд. кубометров газа. А летом 2007 года он был назначен координатором правительственной программы «создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР».

ВГП предполагает создание пяти новых крупных газодобывающих центров на востоке страны — Камчатского, Сахалинского, Якутского, Иркутского и Красноярского. К 2030 году здесь совокупно должно добываться свыше 150 млрд. кубометров газа в год (это сопоставимо с нынешними годовыми поставками российского газа в дальнее зарубежье). Центры со временем будут связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью как единой системы газоснабжения России, так и создаваемой евроазиатской газопроводной системы. Общий объем инвестиций в ВГП оценивается в двадцатилетней перспективе в 2,4 трлн. рублей. Совокупный макроэкономический эффект от ее реализации — более 27,8 трлн. рублей.

Кроме того, реализация ВГП в период с 2015-го по 2030 год обеспечит дополнительный рост валового продукта на Востоке России от 3,5 до 13,4% в год. Объем экспорта природного газа по трубопроводам при этом должен составить около 50 млрд. кубометров в год, экспорт сжиженного природного газа — не менее 28 млрд. кубометров.

Естественно, что реализацию этой программы «Газпром» начал с наиболее подготовленных запасов — на Сахалине. Уже упоминавшийся завод по сжижению природного газа (СПГ), построенный в рамках проекта «Сахалин-2», ежегодно выдает около 10 млн. тонн СПГ (около 5 % мирового производства СПГ), который практически весь законтрактован Японией. В настоящее время компания разрабатывает предварительное технико-экономическое обоснование возможности строительства третьей очереди завода по производству СПГ на Сахалине.

В прошлом году был введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток, доставивший топливо в столицу Приморья, Южно-Сахалинск и на остров Русский, где пройдет саммит АТЭС. В дальнейшем его мощность будет увеличена с 6 до 30 млрд. м3 газа в год. Сейчас там ведется монтаж подводного добычного комплекса и укладываются морские трубопроводы.

Вместе с японскими компаниями «Газпром» начал готовить технико-экономическое обоснование строительства СПГ-завода во Владивостоке стоимостью около 7 млрд. долларов и мощностью 10 млн. тонн в год. На это предприятие в 2016–2017 годах должен прийти первый газ с Чаяндинского месторождения. При выходе на промышленную эксплуатацию Чаянда будет ежегодно давать по 25 млрд. кубометров газа. Для его вывода с месторождения в 2012 году газовый концерн намерен начать строить газопровод длиной 2,7 тыс. километров.

В октябре прошлого года в дополнение к Кшукскому месторождению (4 трлн. м3) началась добыча газа на Нижне-Квакчикском месторождении (10, 25 млрд. м3 46)на Камчатке (осенью 2011 года на полуострове заработал газопровод до Петропавловска-Камчатского).

Кроме того, осуществляется проект «Сахалин-3» в Охотском море, готовятся к разработке Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Приразломное — в Печорском. Геологоразведочные работы проводятся в акватории Обской и Тазовской губ.

В целом акватории морей – крупнейший резерв сырьевой базы газовой промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных условий (в частности – замерзающие моря, зоны паковых льдов).

Кроме того, газовый комплекс Российской Федерации не изолирован и продолжает сотрудничество с различными государствами. В новейшее время Россия продолжает сотрудничество с Европой (ныне – Европейский союз). История этой кооперации насчитывает более чем 40-летнюю историю.

В 1960-1970-е годы была создана разветвленная система трубопроводов, соединивших месторождения Западной Сибири с электростанциями Западной Европы. У заключенного в 1970 г. «контракта века «газ-трубы» были и сторонники, и противники – в том числе на полном серьезе утверждавшие, что в случае военных действий трубопроводы из СССР на Запад могли бы обеспечить снабжение советской армии горючим. Однако соглашение после серьезной предварительной работы состоялось, и база нашего долгосрочного сотрудничества в энергетической сфере была заложена.

До начала 90-х годов наша страна совместно с партнерами по Совету экономической взаимопомощи соцстран осуществляли развитие инфраструктуры энергоснабжения, ориентированной на европейских потребителей. Тогда были реализованы крупнейшие проекты нефтепроводов («Дружба-1 и 2»), единой электроэнергетической системы «Мир»; осуществлялось строительство атомных станций на территории стран СЭВ по типовым советским проектам.

На следующем этапе (до начала 2000-х годов) наше энергетическое сотрудничество продолжалось на фоне изменения географической карты Европы, распада СССР и становления новых государств. Был подписан Маастрихтский договор о создании Европейского союза, в ЕС появились новые члены. В России были начаты экономические реформы: произошла либерализация рынков нефти и угля. Была начата реализация проектов крупнейших газопроводов «Ямал-Европа» и «Голубой поток». Иностранные (в том числе – европейские) компании получили доступ к разработке российских нефтегазовых месторождений, в том числе на условиях СРП – соглашений о разделе продукции.

Все это создало предпосылки для старта в 2001 году Энергодиалога Россия-ЕС – особой, новой формы наших взаимоотношений. За прошедшие 10 лет число членов Евросоюза выросло до 27, вступил в силу Лиссабонский договор о реформе ЕС. В России в этот же период происходил болезненный процесс изменения наших экономических отношений со странами бывшего СССР, что сказалось в том числе на возникавших проблемах с транзитом энергоресурсов.

Энергодиалог Россия-Китай сформирован в 2008 году в ходе визита в КНР Президента Российской Федерации Д.А. Медведева. Его сопредседателями были назначены вице-премьеры Правительств обеих стран, курирующие сферу топливно-энергетичекого комплекса. Новый механизм позволил вывести обсуждение актуальных вопросов энергетического сотрудничества России и Китая на качественно новый уровень. В частности, на постоянной основе проходят переговоры по вопросу ценообразования на планируемый для поставок в КНР российский газ.

Сегодня тенденция объединения газовых комплексов стран-экспортеров для обеспечение надежности и безопасности спроса и предложения энергоносителей является естественным преобразованием мирового рынка газа. В связи с чем, создается Форум стран-экспортёров газа (англ.GasExportingCountriesForum (GECF)) - объединение стран, лидирующих в мире по экспорту природного газа, который создан для координации действий ведущих производителей природного газа.

Целями форума является развитие взаимопонимания и сотрудничества между производителями, потребителями, правительствами стран экспортеров газа, создание исследовательской базы, обмен опытом, создание устойчивого и прозрачного газового рынка.


2.2 Внешние и внутренние угрозы развитию газового комплекса России.

Несмотря на то, что объемы мировой торговли природным газом постоянно увеличиваются доля России в мировом экспорте постепенно сокращается: если в конце прошлого века она составляла 34-37%, то к 2008 г. упала до 21%, а в 2011 гг. достигла 21,6%.

Российский газ идет на экспорт в Европу и в страны бывшего СССР; его доля на рынке ЕС в 2010 и 2011 годах оставалась неизменной в 27%. Весь газ поставляется по транспортным системам, которые обслуживает и активно развивает холдинг Группа «Газпром». Группа «Газпром» стремится наращивать свое присутствие на европейском рынке, однако серьезную конкуренцию российскому трубопроводному газу в последние годы составляет сжиженный природный газ (СПГ), который поставляют в Европу экспортеры из стран Ближнего Востока и Африки. В частности, доля Катара в 2011 году возросла вдвое с 5,2 % в 2010 г. до 11% в 2011-м году и Нигерии (было 3,2% в 2010-м, стало 4,3% в 2011 г.)47. При этом в численном выражении произошло сокращение экспорта и российского и катарского газа.

Сокращение доли российского газа на европейском рынке происходит за счет естественного снижения потребления природного газа в странах ЕС в следствии рецессии экономики стран Европы. Кроме того, снижению доли России на газовом рынке Европейского Союза способствует введение на территории стран Евросоюза Третьего либерализационного пакета для обеспечения большей энергобезопасности. По замыслу авторов нововведения призваны объединить довольно разобщенные энергетические рынки стран ЕС в один общий: уничтожить национальное субсидирование в торговле электроэнергией и природным газом, тем самым повысить безопасность поставок и развивать конкуренции на уровне ЕС, что даст потребителю более широкий выбор и повысит качество оказываемых услуг.

В свою очередь, данный свод законов обязывает выделить электроэнергетические и газотранспортные сети, а также расширить права и возможности национальных энергетических регуляторов и свободу выбора потребителей. 

Первоначальный жесткий запрет компаниям, занятым в добыче, генерации и импорте энергоресурсов, контролировать или владеть преобладающим пакетом акций распределительных сетей (Ownership unbundling, OU), означавший, по сути, не что иное, как экспроприацию корпоративных сетей, позднее был дополнен двумя более мягкими вариантами.

Вариант «Независимый оператор системы (Independent System Operator, ISO)» позволяет вертикально интегрированным компаниям сохранить сети в собственности, предписывая, однако, передать активы в управление независимому системному оператору.

Третий вид разделения «Независимый оператор газотранспортной или энергетической сети (Independent Transmission Operator, ITO)» оставляет крупным компаниям право сохранить транспортные мощности и в собственности, и в управлении, при этом требуя следовать ряду правил, чтобы отделить управление сетями от прочей деятельности.

Такая политика ЕС привела к резонансу в России. В частности, причинами дискуссий стало то, что при новых условиях газопровод «Ямал – Европа», в сооружение которого вкладывались огромные средства в безденежные 1990-е, мог лишиться необходимых гарантий прокачки российского газа по долгосрочным контрактам. Многолетняя и проверенная логика поставок газа по долгосрочным контрактам разрушалась. По новым правилам ЕС: Россия должна была только обеспечивать закачку газа в трубу, а всё остальное: транспортировку и доставку газа потребителю в этих условиях мог брать кто угодно, что приводило бы отсутствию гарантированного газоснабжения.

Только под давлением Франции и Германии так называемого третьего пути, когда поставщик энергоресурсов может не только сохранить сети на своем балансе, но и отдать управление ими своей дочерней структуре, в немалой степени снизило напряженность в вопросах собственности при разделении.

В связи с этим хотелось бы отметить еще один, крайне чувствительный для России, но не обсуждаемый широко аспект в развитии европейского газового рынка. Предполагается, что именно об этом будет один из 12 разъясняющих Третий Энергопакет документов. Так, поставки газа с прежних точек «входа-выхода» на границе европейских государств все более перемещаются в так называемые виртуальные торговые пункты (VTP). Принципиально важно, что здесь речь идет не о биржевой торговле, а об изменении схемы поставок газа именно по долгосрочным контрактам. То есть, если раньше цепочка поставок строилась по точкам «входа-выхода» на границах, то теперь она трансформируется в систему «хаб-хаб» (англ. hub – газовый центр, узел). Как это скажется на системе поставок российского газа, пока оценить сложно, однако процесс уже запущен, постепенно становясь европейской реальностью.

Следующей внешней угрозой является продвижение проектов газопроводов в рамках «Южного энерготранспортного коридора», направленных на получение новых источников природного газа в обход России. Реализация проектов (Nabucco, Nabucco-West, TAP, SEEP) в рамках данного коридора носит политический характер. Экономической составляющей в данных маршрутах достаточно мало. Однако в любом случае это затрудняет России переговоры и процесс реализации стратегически важного проекта «Южный поток». Кроме того, это дает возможность некоторым прикаспийским странам (Азербайджан, Туркменистан и Казахстан) играть на интересах России и Европейского союза для получения своих собственных политических и экономических выгод.

Следующим важным вызовом для Российской Федерации является постоянный рост мирового рынка СПГ. Россия отчасти из-за своего географического положения лишена удобных площадок обеспечивающих постоянный выходов в мировой океан, что затрудняет участие в торговле СПГ. На сегодня российское присутствие на рынке СПГ ограничивается одним проектом «Сахалин-2», который покрывает менее 10% объема мировой торговли СПГ. С учетом огромных перспектив данной отрасли на территории России реализуются проекты («Ямал СПГ» и «Владивосток СПГ») способные увеличить или хотя бы сохранить долю участия РФ на мировом рынке СПГ

Большая часть разведанных запасов российского природного газа – почти 60% – состоит практически из одного метана и может транспортироваться и использоваться для получения энергии без предварительной переработки; такой газ называют «сухим», или энергетическим. Остальные 40% запасов – это так называемый «жирный», или технологический газ, содержащий разнообразные примеси, прежде всего, этан, пропан, бутаны и другие углеводороды, которые являются важным нефтехимическим сырьем. Особую ценность представляет этан – сырье для производства полимеров.

Экспорт природного газа обеспечивает значительную часть валютных доходов России. В период с 2000 по 2011 г. объёмы поставок российского газа за рубеж составляли 186 - 221 млрд. куб. м; при этом стоимость экспортированного сырья постоянно росла: с 16,6 млрд. долл. в 2000 г. до 64,29 млрд. долл. в 2011 г.48 Провальным для российской газовой промышленности оказался 2009 и 2010 года, когда объемы экспорта снизились на столько, что не достигли показателей 2000 года. Особенно заметно это снижение проявилось (более 40% по сравнению с 2008 г.) в стоимостном выражении. В 2011 г. спрос вырос и снова был зафиксирован рост (экспорт газа составил 189,7 млрд. куб. м на сумму 64,29 млрд. долл.), однако в 2012 г. зафиксирован спад экспорта на 3,6% до 186 млрд. куб м.

В России добывается в основном энергетический газ, который направляется потребителям без дополнительной переработки. В 2010 г. в стране было переработано только 61 млрд. куб. м свободного и попутного газа, из которого извлечено порядка 5% добытого из недр этана. Весь остальной этан был либо выпущен в атмосферу, либо сожжен в факелах, либо вошел в состав энергетического газа.

В свою очередь, за рубежом российский газ, перерабатывается с извлечением этана и других углеводородов. Этан в основном идет на производство этилена – одного из самых массовых полупродуктов современной газохимии.

Этилен, в свою очередь, импортируется в Россию по ценам, на порядок превосходящим цену экспортируемого газа. Импорт продуктов дальнейшей переработки этана обходится еще дороже. Так, стоимость этана составляет примерно 80 - 90 долл. за тонну, этилена – уже 600 долл./т, а стоимость готовых изделий из полиэтилена достигает 2500 - 3700 долл./т. Переработка «сухого», метанового газа – так называемая «метановая газохимия», позволяющая получать метанол, аммиак, а также синтетические жидкие топлива, – в России практически не ведется.

Помимо отсутствия газовой промышленности для производства продукции с большой добавочной стоимостью, основой современного ТЭК России являются разработки и технологии бывшего СССР, который был крупнейшим в мире производителем и потребителем энергоресурсов. Подавляющее большинство крупнейших и крупных месторождений открыто 10-20 лет назад.

Несмотря на то, что российские запасы природного газа составляют четверть мировых доля российских запасов постоянно снижается: если в 1991 г. она достигала почти 39% мировых, то в 2001 г. составила около 30%, в 2010 г. – около 25%.

В сложившихся условиях, необходимо дальнейшее развитие сырьевой базы газовой промышленности. Исходить при этом необходимо из наиболее вероятных соотношений добычи и прироста запасов газа и на основе долгосрочных прогнозов спроса на газ в России, других странах СНГ и в дальнем зарубежье, определяющих необходимый уровень добычи газа. Это может быть обеспечено за счет запасов уже открытых крупных месторождений при условии их адекватного воспроизводства при соответствующем развитии геологоразведочных работ.

В связи с открытием больших и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. по сравнению с 1951г. увеличились в 540 раз.

Основой долгосрочной экономической политики при использовании любого минерального сырья является воспроизводство запасов (минерально-сырьевой базы). Очевидно, что по мере добычи полезных ископаемых из ранее разведанных запасов объём этих запасов уменьшается и для обеспечения добычи не только в данный момент, но и в будущем, необходимо постоянно вести поиск новых месторождений и восстанавливать (либо увеличивать) размеры разведанных запасов.

Однако, с начала 1990-х годов из-за недостаточного финансирования геологоразведки, допуска к работе только госкомпаний, низкой развитости инфраструктуры, наличия административных барьеров произошло значительное замедление темпов развития сырьевой базы России и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. Прекращения централизованного бюджетного финансирования, сокращение инвестиций, ухудшение материально-технического обеспечения, ослабление развития социальной сферы послужили причиной быстрого уменьшения объемов работ всех видов и свертывания большинства программ по воспроизводству запасов и подготовке геологического задела сырьевой базы в новых перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи. В частности, «более 70% действующих лицензий содержат корректировки, в среднем по три временных изменения». Частные инвесторы изъявляют желание проводить изучение за счет собственных средств, но государство не может обеспечить им эту возможность.

В целом же, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности связаны с реализацией прогнозных (неразведанных) ресурсов газа России, которые оцениваются величиной 166,8 трлн. куб. м. По сути, ни один из известных газоносных районов страны не исчерпал полностью своих потенциальных возможностей, но преобладающая часть неразведанных ресурсов (68,3%) приходится на отдаленные районы, не обеспеченные необходимой инфраструктурой.

Отчасти такая ситуация сложилась из-за того, что исторически крупные российские сырьевые компании обеспечены текущими разведанными запасами нефти, газа, твердых полезных ископаемых на десятилетия вперед. При уровне добычи 2012 г. 654,4 млрд. куб. м и доказанным (по данным аудита) запасам в размере 39292 млрд. куб.м () по самым легким подсчетам газа в России хватит 39292/654,4 = 60 лет.

В свою очередь, Россия планирует в 2018 году ввести в эксплуатацию газопровод «Южный поток» мощностью 60 млрд. куб.м и возможно к этому времени станет возможным строительство газопровода в Китай мощностью порядка 60 млрд. куб. м. Таким образом производство газа должно увеличиться примерно на 120 млрд. куб.м. Кроме того, внутри страны «Газпром» в 2011 году поставил 265,3 млрд.куб.м газа, что соответствует по официальным оценкам уровню газификации 63,2%. Согласно планам «Газпрома» компания собирается к 2020 году достичь уровня газификации России в 85%, что составляет 356,8 млрд.куб.м газа. Таким образом к 2020 году добыча газа в России по самым скромным подсчетам (356,8-265,3) + 120 + 654,4 = 865,9 млрд.куб.м.

Согласно стратегии развития Российской Федерации реализуются проекты, направленные на увеличение доли страны в мировой торговле СПГ. К 2017 году дополнительно Россия будет поставлять на рынок до 20 млн. тонн СПГ (30 млрд. куб. м).

В связи с этим, без учета многих других факторов и с расчетом только роста потребления и добычи (появление новых газовых месторождений, выработки существующих месторождений, невозможности выкачать полностью весь газ с каждого месторождения и т.д.) получается следующее при росте добычи ежегодно около 30 млрд. куб. м (895,6 – 654,4)/8 существующих месторождений хватит вплоть до 2045 года.

Получаем, что обеспеченность в том числе группы «Газпром», владеющей почти 70% российских запасов природного газа, – не менее 60 лет. И такая ситуация у огромного большинства крупных российских сырьевых компаний не имеющих острой необходимости наращивать сырьевую базу. А небольшие компании фактически оказались отстранены от участия в геологоразведочном процессе. Закономерным итогом этого является тот факт, что воспроизводство российской минерально-сырьевой базы идет далеко не такими темпами, как хотелось бы. Даже в золотодобывающей отрасли, где геологоразведочные работы в последние годы были наиболее успешными, основная часть прироста запасов получена в результате доразведки или переоценки запасов ранее разведанных месторождений.

Таким образом, сегодня одной из главных задач для газовой отрасли России стоит геологическое изучение и подготовка перспективных площадей, на которых прогнозируется открытие новых объектов («поискового задела»), а не только наращивание запасов в пределах известных разрабатываемых и ранее разведанных месторождений. В соответствии с Основами государственной политики в области использования минерального сырья и недропользования на нее ежегодно направляется значительная часть государственных инвестиций.

Кроме того, в рамках действующего законодательства о недрах и при сложившихся объемах государственного финансирования геологоразведочных работ воспроизводство минерально-сырьевой базы невозможно без привлечения частных инвестиций. Однако сфера недропользования остается недостаточно привлекательной для инвестиций по нескольким причинам. Во-первых, в связи с тем, что базовый Закон Российской Федерации «О недрах» был принят 20 лет назад, в настоящее время законодательство Российской Федерации о недрах содержит большое количество архаичных и непрозрачных норм, регламентирующих порядок предоставления участков недр в пользование, внесение изменений в лицензии на пользование недрами, а также регламентирующих основания и порядок досрочного прекращения, ограничения и приостановления права пользования недрами.

Почти вся сырьевая базы углеводородного сырья Российской Федерации лицензированы и находятся в пользовании вертикально интегрированных компаний (ВИНК). Компании эксплуатируют, прежде всего, крупные объекты, удобные для разработки, получая наибольшую прибыль. На сегодняшний день уникальные и крупные месторождения дают 98% природного газа. Среди вновь открываемых в России месторождений в последние годы преобладают мелкие по запасам объекты (см. ). Кроме того, в стране немало районов, где основным или единственным резервом для поддержания как газодобычи являются именно небольшие месторождения. Это характерно для старых, хорошо освоенных нефтегазоносных регионов, таких как Волго Уральский или Кавказский, где разведанность начальных суммарных ресурсов достигает 70% и более. Доля мелких месторождений в структуре запасов этих районов растет, а в структуре запасов участков недр, выставляемых на аукционы, достигает 100%. Такие месторождения, не вызывающие интереса у крупных недропользователей, могли бы с успехом разрабатываться небольшими компаниями и использоваться для удовлетворения местных энергетических нужд. Основных препятствий к этому два. С одной стороны, это система предоставления прав пользования недрами, которая создает трудно устранимые препятствия для мелких инвесторов. С другой стороны, это трудность доступа для мелких независимых компаний к магистральным трубопроводам, собственником которых являются государственные монополисты – ОАО «АК Транснефть» и Группа «Газпром». Естественное стремление компаний ускорить окупаемость затрат способствует разработке в первую очередь наиболее эффективных залежей (это общемировая, в том числе и бывшего СССР, практика).

В отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме использования собственной энергии пласта. Такая технология позволяет извлекать лишь 70% разведанных запасов газа.

Кроме того, в России присутствует серьезное технологическое отставание и ее газовой отрасли угрожает не только вышеуказанные проблемы, но и износ основных фондов. Современное состояние инфраструктуры в газовой отрасли внушает серьезные опасения относительно бесперебойности газоснабжения потребителей. Газотранспортная система Российской Федерации эксплуатируется свыше 50 лет. За этот период в результате физического износа оборудования ее производственная мощность снизилась не менее чем на 8%. Износ основных фондов в транспорте газа и подземные хранилища газа в настоящее время составляет более 50 %, согласно данным Росстата на 2010 г. Газотранспортная система России требует осуществления глобальных капиталовложений в техническое совершенствование объектов газодобычи и транспортировки, в том числе, дополнительное бурение, проведение модернизации и реконструкции систем подготовки газа к транспорту, внедрение мероприятий по повышению эффективности работы скважин.

Необходимость модернизации газотранспортной инфраструктуры и масштабного строительства новых мощностей во всех основных ее сегментах связана, прежде всего, с выходом в новые регионы, диверсификацией экспортных потоков, завершением срока службы производственных мощностей, созданных в предшествующие периоды, и другими факторами. Сегодня важно работать над созданием инфраструктуры под будущие поставки природного газа (проекты: «Южный поток», «Голубой поток-2», газотранспортная система Сахалин-Хабаровск-Владивосток). Эти национальные трубопроводные проекты станут наиболее эффективными механизмами на пути предотвращения сокращения экспорта российского газа.

Таким образом, можно констатировать, что система транспорта газа, а также объекты его переработки, нуждаются в существенном увеличении объема капитальных вложений.

Дальнейшее наращивание добычи газа, требующее значительных инвестиций в создание производственных мощностей и развитие инфраструктуры для транспортировки газа, влечет за собой необходимость повышения внутренних цен на газ. Внедрение рыночных принципов ценообразования на газ, поставляемый на внутренний рынок, будет способствовать устранению сложившейся деформации соотношения цен на взаимозаменяемые виды топлива (газ, уголь, мазут), снижению доли газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов и диверсификации топливно-энергетического баланса в направлении увеличения доли угля и нетопливных ресурсов, а также приближению структуры топливно-энергетического баланса к структуре геологических запасов сырья в Российской Федерации и, в конечном итоге, повышению уровня энергетической безопасности страны.

Добыча газа будет развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и на европейском севере России, полуострове Ямал, в новых нефтегазовых провинциях Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также в Прикаспийском регионе.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ. При этом для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства для достижения высоких коэффициентов газоотдачи.

Для реализации и дальнейшего развития единой системы газоснабжения необходимо подключать к ней новые объекты любой формы собственности (в том числе на основе долевого участия). В следствии чего, будет происходить экономически целесообразное постепенное расширение газотранспортной системы на восток страны.

С целью снижения зависимости от одного направления экспорта углеводородов и развития экономики страны необходимо создание в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы газоснабжения для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, в первую очередь в Республику Корея и Китай, с возможным в случае экономической эффективности подключением к единой системе газоснабжения.

С целью увеличения присутствия России на мировом рынке СПГ должны активно развиваться проекты в сфере производства и транспортировки сжиженного природного газа в первую очередь для усиления экспортных позиций Российской Федерации на внешнем рынке. Сочетание поставок сжиженного природного газа с хорошо развитой газотранспортной инфраструктурой даст мощный импульс для повышения эффективности экспорта газа с одновременной диверсификацией рынков сбыта. Это позволит выйти на совершенно новые для России рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Кроме того, необходимо продолжать газификацию городских и сельских населенных пунктов.


Заключение

Газовая отрасль насчитывает порядка 150 лет и все события за этот период происходили в трех регионах – американском, европейском и азиатско-тихоокеанском, и укладывались в общую схему: добыча газа растет, идет он в основном на рынки Западных стран (Европа и США), частные и государственные газовые компании конкурируют между собой за доступ к ресурсам.

Однако в последние годы структура глобального газового рынка меняется. Из сегментированного на регионы рынок постепенно пытается принять черты глобального. Очень формально можно говорить о попытках объединения европейского и азиатско-тихоокеанского рынка. Об этом позволяет говорить те факты, что данные региональные рынки начинают иметь общих производителей газа. Такими экспортерами являются страны, которые могут сжижать природный газ (Россия, Катар, Нигерия) или транспортировать его по магистральным трубопроводам (Туркменистан). В 2012 году торговля СПГ составила 32% от мирового объёма потребленного природного газа. Рост торговли СПГ за 2012 год составил 11%, опередив темпы роста всей мировой торговли газом (5%), а за последние года он поднялся в 2,2 раза с 149,9 млрд. куб. м (2002 г) до 330,8 млрд. куб.м (2011 г.) при росте трубопроводных продаж всего на 60 % с 431,35 до 694,6. Еще несколько лет назад в основе торговли газом были только поставки по магистральным трубопроводам: из России, Норвегии, Алжира в ЕС и из Канады в США. В свою очередь, не стоит забывать, что рост зависимости от СПГ представляет угрозу для экономик не только этих государств, но и других импортеров газа, поскольку продолжительный срыв поставок и дефицит предложения газа приведут к значительному увеличению спотовых цен.

Второй важнейшей тенденцией на рынке газа, наблюдавшейся в последние 5-10 лет, является рост объемов газа, добытого из альтернативных источников, в первую очередь, из сланца. Сектор сланцевого газа в США за 10 лет вырос с нуля до 20% добычи и коренным образом изменил цены на североамериканском рынке.

Перспективы заражения других регионов «сланцевой лихорадкой», завезенной из Северной Америки, достаточно туманны. Хотя технология гидравлического разрыва пласта уже оказывает влияние на газовую отрасль по причинам того, что США и Канада (Британская Колумбия), уже начиная с 2016 года, проявят себя как экспортеры на мировом рынке СПГ; газовая независимость США приведет и фактически уже приводит к изменению мирового энергобаланса по всем энергоносителям. Так, американский уголь, вытесняемый дешевым газом, уже сегодня экспортируется в Европу. Основной интригой остается вопрос о том, насколько жизнеспособной окажется добыча сланцевого газа на территории Китая, который обладает одним из крупнейших в мире запасов сланцевого газа.

Нынешние региональные цены сильно дифференцированы. Несмотря на это, по-прежнему, тон будут задавать трансграничные поставки по газопроводам. Однако, в среднесрочной перспективе факторы усиления конкуренции между трубопроводным и сжиженным природным газом, а также увеличения предложения СПГ на рынке АТР смогут сыграть роль, выравнивающую цены на различных региональных рынках.

В связи с этим, привязка газовых цен к нефтяным будет и дальше ослабевать. Хотя общемирового рынка природного газа, подобного нефтяному рынку, в обозримом будущем создать не удастся.

Наступление анонсированного Международным энергетическим агентством «золотого века» природного газа может задержаться и быть весьма неравномерным по странам и регионам, но в целом постепенная замена все большего объема потребляемой нефти на газ в электроэнергетике и на транспорте будет иметь важные последствия стратегического характера.

Безусловно, Россия останется в долгосрочной перспективе одним из ключевых игроков мирового газового рынка. Для России приоритетным останется европейское направление экспорта газа. При этом её интерес к азиатскому рынку будет возрастать с учетом высокого спроса на энергоресурс. Поэтому стратегически важной задачей российских компаний в Азиатском регионе будет укрепление позиций в торговле СПГ и развитие инфраструктуры для поставок трубопроводного газа. Однако наращивание экспорта энергоресурсов не должно быть самоцелью.

Значительно важнее активизировать геолого-разведочных работы для обеспечения расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы отрасли в основных газодобывающих районах и на континентальном шельфе Российской Федерации, а также для освоения газовых месторождений регионального и локального значения (в последние годы такие месторождения открыты в новых районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на арктическом шельфе (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Лудловское, Ковыктинское и др.)); своевременно обновлять оборудование и трубы газотранспортной системы, исключающие снижение ее пропускной способности, а также дальнейшее строительство региональной магистральной и газораспределительной инфраструктуры; развитие производства и экспорта сжиженного природного газа; развивать газоперерабатывающую и газохимическую промышленность с целью рационального использования ценных фракций углеводородного сырья и попутного нефтяного газа; демонополизация газового рынка, создание конкурентной среды и установление недискриминационных для всех участников правил доступа к его инфраструктуре.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1.  Энергостратегия Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.
  2.  Государственный доклад «О состоянии и использовании минеральныно-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2010 году». Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Москва, 2011.
  3.  Стеногрофический отчет о аседание Комиссии по вопросам стратегии развития ТЭК и экологической безопасности, 13 февраля 2013 г., Московская область, Ново-Огарёво.
  4.  Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators, 2007, European Commission, www.ec.europa.eu 
  5.  Second Strategic Energy Review, 2008, European Commission, www.ec.europa.eu
  6.  Министерство энергетики Российской Федерации, www.minenergo.gov.ru
  7.  Федеральная служба государственной статистики, www.gks.ru
  8.  Российское газовое общество, www.gazo.ru
  9.  Институт энергетических исследований Российской академии наук, www.eriras.ru
  10.  Информационно – аналитическое издание «ТЭК. Стратегия развития», Декабрь 2012, www.tek-russia.ru
  11.  Группа компаний «Газпром», www.gazprom.ru
  12.  ОАО «НОВАТЭК», www.novatek.ru
  13.  ОАО «Лукойл», www.lukoil.ru
  14.  Нефтегазовая компания «ТНК-ВР», www.tnk-bp.ru
  15.  Нефтегазовая компания «Роснефть», www.rosneft.ru
  16.  ОАО «Сургутнефтегаз», www.surgutneftegas.ru
  17.  Международная группа компаний «Итера», www.itera.ru
  18.  Информационное агентство «РИА- Новости», www.ria.ru
  19.  Информационное агентство «Интерфакс» www.interfaxenergy.com
  20.  Международное энергетическое агентство, International Energy Agency, www.iea.org
  21.  Департамент энергетики США, Department of Energy www.doe.gov
  22.  U.S. Energy Information Administration, Управление энергетической информации США,www.eia.gov
  23.  Независимая исследовательская и консалтинговая компания Enerdata, www.enerdata.net
  24.  Независимая организация Natural Gas Europe www.naturalgaseurope.com
  25.  Tokyo Electric Power Company, www.tepco.co.jp
  26.   Ежедневные новости и статьи по атомной тематике, www.atominfo.ru
  27.   Международные новости о ядерной энергетики, www.world-nuclear-news.org
  28.  Introduction to Liquefied Natural, 2012, Gas Axegas, www.axegaz.com
  29.  The World Factbook, Центральное разведывательное управление, Central Intelligence Agency, www.cia.gov
  30.  Электронный журнал, www.trubagaz.ru
  31.  Nuclear Energy Institute, www.nei.org
  32.  Портал о сжиженном природном газе, lngas.ru
  33.  Федеральная регулирующая энергетическая комиссия, Federal Energy Regulatory Commission, www.ferg.gov
  34.  Аналитический обзор Country Gas Profiles, Energy Delta Institute, www.energydelta.org
  35.  Аналитический обзор «Экспорт Российской Федерации природного газа за 2000-2012 годы», Центральный банк Российской Федерации, www.cbr.ru
  36.  «Golden Rules for a Golden Age of Gas» – International Energy Agency. 2012. – www.worldenergyoutlook.org
  37.  Информационно-аналитический обзор Statistical Review of World Energy 2012 (2001, 2007, 2008, 2010, 2011), British Petroleum, www.bp.com
  38.  Информационно-аналитический обзор «Основные проблемы и перспективы добычи сланцевого газа», Сорокин С.Н., Горячев А.А., Институт энергетических Исследований РАН (ИНЭИ РАН), г. Москва
  39.  Информационно-аналитический обзор «Первые 5 лет «сланцевой революции»: что мы теперь знаем наверняка?», Мельникова С., Сорокин С., Горячев А., Галкина А., Институт энергетических Исследований РАН (ИНЭИ РАН), Ноябрь 2012 г, г. Москва
  40.  Аналитический обзор «Новые реалии нефтегазовой отрасли», 2012 г., ведущая аудиторская и консалтинговая фирма Deloite, www.deloitte.com
  41.  Аналитический обзор Central and Eastern European Shale Gas Outlook, www.kpmg.com
  42.  Информационно-аналитический обзор Global Energy Statistical Yearbook 2012, Enerdata, www.yearbook.enerdata.net
  43.  Информационно-аналитический обзор The cold facts about a hot commodity: LNG, Bill White, 18 Sentember 2012, www.arcticgas.gov 
  44.  Исследование МЭА World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, www.eia.gov
  45.  «The Shale Gas Revolution: Development and Changes», P.Stevens, август 2012, Chatham House, www.chathamhouse.org
  46.  «Перспективы австралийского экспорта СПГ», 7 августа 2012, Journal of Energy Security 
  47.  Угрожает ли американской экономике экспорт СПГ?, К.Медлок, 10 августа 2012 г., James A.Baker Institute for Public POlicy
  48.  China offers greatest prize of all for shale gas, J.Kemp, 17 января 2013, www.reuters.com
  49.  China’s import dependency on imported natural gas nearly 29% in 2012, 30 января 2013, China Chemical & Fiber Economic Information Network (CCFEI), www.ccfei.net
  50.   Natural gas consumption statistics, Май 2012, Eurostat, www.eurostat.eu
  51.  Are We Entering a Golden Age of Gas?, International Energy Agency, 2011, www.worldenergyoutlook.org
  52.   Polish Geological Institute Assesment of the shale gas and shale oil resources of the lower Paleozoic Baltic-Podlasie Lublin basin in Poland


ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение  Основные единицы перевода

1 млрд. куб. м природного газа = 730 000 тоннам СПГ

1 тонна СПГ = 1460 куб.м (при 20ºC) (или 1333 куб.м при 0ºC)

 

1 куб. метр газа

1 куб. фут газа

1-миллион Британских термических единиц 

1 куб. метр СПГ 

1 тонна СПГ

1 куб. метр газа 

1

35.3

0.036

0.00171

0.000725

1 куб. фут газа 

0.0283

1

0.00102

0.00005

0.00002

1-миллион Британских термических единиц 

27.8

981

1

0.048

0.0192

1 куб. метр СПГ 

584

20 631

21.04

1

0.405

1 тонна СПГ

1,379

48 690

52

2.47

1

Приложение Оценки ресурсов технически извлекаемого нетрадиционного газа в мире

Всего

Нетрадиционный

Традиционный

Нетрадиционный

Газ плотных пород

Сланцевый газ

Угольный метан

Восточная Европа/Евразия

144

44

11

12

20

Ближний Восток

125

12

9

4

-

АТР

43

94

21

57

16

Америка-ОЭСР

47

67

11

47

9

Африка

49

40

10

30

0

Латинская Америка

32

48

15

33

-

Европа-ОЭСР

24

22

4

16

2

МИР

462

328

81

200

47

Источник: U.S.Energy Information Administration, www.eia.gov

Приложение  Потребление газа, млрд. м3

Страна

2011

2010

2007

2000

США

690,1

673,2

654,2

660,7

РФ

424,6

414,1

422,1

354

Иран

153,3

144,6

113

62,9

Китай

130,7

107,6

70,5

24,5

Япония

105,5

94,5

90,2

72,3

Канада

104,8

95

96,2

92,7

Великобритания

80,2

94

91,1

96,9

Германия

72,5

83,3

82,9

79,5

Италия

71,3

76,1

77,8

64,9

Алжир

28

26,3

24,3

19,8

Австралия

25,6

25,7

26,6

20,5

Катар

23,8

20,4

19,3

9,7

Вьетнам

8,5

9,4

7,1

1,6

Норвегия

4

4,1

4,3

4

Источник: British Petroleum

Приложение  Добыча газа, млрд. м3

Страна

2011

2010

2007

2000

США

651,3

604,1

545,6

543,2

РФ

607 ()*

588,9 (651)

592 (653)

528,5 (584)

Канада

160,5

159,9

182,7

182,2

Иран

151,8

146,2

111,9

60,2

Катар

146,8

116,7

63,2

23,7

Китай

102,5

94,8

69,2

27,2

Норвегия

101,4

106,4

89,7

49,7

Алжир

78

80,4

84,8

84,4

Германия

10

10,6

14,3

16,9

* - значения РОССТАТА

Приложение Производство газа региональное, млрд. м3

Регион

2011

2010

2007

2000

Северная Америка

864,2

819,1

782,2

763,7

Европа и Евразия

1036,4

1026,9

1043,1

938,9

Средний Восток

526,1

472,3

357,8

208,1

Африка

202,7

213,6

203,1

130,3

Азиатско-Тихоокеанский

479,1

483,6

400,5

272,1


Приложение Разделение по источникам производства энергии в миллионах тонн нефтяного эквивалента (million tonnes oil equivalent (toe)).

Страна

2011

2010

2007

2000

Газ

Возобновляемая

Энергия

Гидроэнергетика

АЭС

Уголь

Газ

Возобновляемая

Энергия

Гидроэнергетика

АЭС

Уголь

Газ

Возобновляемая

Энергия

Гидроэнергетика

АЭС

Уголь

Газ

Возобновляемая

Энергия

Гидроэнергетика

АЭС

Уголь

США

626

45,3

74,3

188,2

501,9

611,2

38,9

59,5

192,2

526,1

597,3

24,7

56,6

192,1

573,3

600,4

17,7

63

179,6

569

Канада

94,3

4,4

85,2

21,4

21,8

85,5

3,8

79,4

20,3

24

86,6

2,6

83,6

21

29,8

83,4

1,9

80,8

16,4

31,8

Германия

65,3

23,2

4,4

24,4

77,6

75

18,9

4,8

31,8

76,6

74,6

15,2

4,6

31,8

85,7

71,5

2,8

4,9

38,4

84,9

Норвегия

3,6

0,4

27,6

0,6

3,7

0,3

26,7

0,6

3,8

0,3

30,6

0,7

3,6

0,1

32,2

0,7

Россия

382,1

0,1

37,3

39,2

90,9

372,7

0,1

38,1

38,5

90,2

379,9

0,1

40,5

36,2

93,4

318,6

37,4

29,5

105,2

Катар

21,4

18,4

17,4

8,7

Иран

138

0,1

2,7

0,8

130,1

0,1

2,2

0,8

101,7

4,1

1,3

56,6

0,9

1,1

Китай

117,6

17,7

157

19,5

1839,4

96,8

11,9

163,4

16,7

1676,2

63,5

1,8

109,8

14,1

1392,5

22,1

0,7

50,3

3,8

737,1

Япония

95

7,4

19,2

36,9

117,7

85,1

7,4

20,6

66,2

123,7

81,2

6,9

17,5

63,1

125,3

65,1

4,2

18,5

72,3

98,9

Алжир

25,2

<0,05

23,7

<0,05

21,9

<0,05

0,6

17,9

<0,05

0,5

Великобритания

72,2

6,6

1,3

15,6

30,8

84,6

5,0

0,8

14,1

31,0

81,9

3,3

1,2

14,3

38,4

87,2

1,2

1,2

19,3

36,7

Италия

64,2

7,7

10,1

15,4

68,5

5,8

11,5

14,3

70,0

3,8

7,4

16,6

58,4

1,6

10

13

Австралия

23,0

2,2

2,4

49,8

23,1

1,8

2,8

43,8

23,9

0,9

3,3

54,1

18,5

0,3

3,6

46,7

Индия

55,0

9,2

29,8

7,3

295,6

55,7

7,6

25,0

5,2

270,8

36,1

4,0

27,7

4,0

210,3

23,7

0,7

17,4

3,6

144,2


Примечание: Рассматриваем страны которые потребляют и добывают значительно больше чем 10 млрд. куб.м газа в год с явными тенденциями на увеличение или уменьшение потребления газа. Хотя как показано в таблице потребление газа в относительных числах во Вьетнаме за десять лет выросло в 4 раза, но в абсолютных числах на конец 2011 г составило всего 8,5 млрд. куб. м в год, что примерно составляет разницу в значениях потребления США в 2010 году газа в различных отчетах компании BP. В отчете компании 2011 г. указано 683,4, а в отчете 2012 г. указано – 673,2 млрд. куб.м. Причиной служит погрешности свойственные всем людям и как показывают ежегодные отчеты BP каждый новый отчет содержит иные числа, чем предыдущий.

Приложение Основные поставщики природного газа, млрд. куб.м

Страна

Общий объем поставок за 2011

Объем поставок газа по трубопроводам

Общий объем поставок за 2010

Объем поставок газа по трубопроводам

Общий объем поставок за 2007

Объем поставок газа по трубопроводам

Объем поставок СПГ

Объем поставок СПГ

Объем поставок СПГ

Россия

221,4

207

199,85

186,45

147,53

147,53

14,4

13,4

Норвегия

96,8

92,8

92,40

95,88

86,19

86,05

4

4,71

0,14

Канада

88,0

88,0

92,40

92,4

107,3

107,3

Катар

121,8

19,2

94,9

19,15

39,28

0,8

102,6

75,75

38,48

Алжир

51,5

34,4

56,79

36,48

58,7

34,03

17,1

19,31

24,67

Источник: British Petroleum


Приложение Основные производители газа в России

Компании

Добыча природного газа, млрд. куб. м

Запасы, млрд. куб. м

Примечание

2007

2008

2009

2010

2011

2010

2011

 

Группа "Газпром"

548,6

549,7

461,5

508,6

513,2

 

35000

Запасы газа Группы «Газпром» по категориям А+В+С1 на 31 декабря 2011 года составили 35 трлн. куб. м.

Новатэк

 

 

32,8

37,8

53,5

2698

4056

Запасы АВС1+С2 млрд.куб. м. Объемы указаны на 31 декабря с учетом ОАО "Новатэк" и совместными дочерними и зависимыми обществами

Лукойл

10,787

13,888

11,444

13,936

14,082

1070

1023

Доказанные запасы по категории 3 углеводородов компании на 1 января текущего года

Роснефть

 

 

 

12,34

12,89

791

850

По состоянию на конец 2010 г. доказанные запасы газа Компании (по классификации PRMS) составляли

ОАО Сургутнефтегаз

14,139

14,123

13,606

13,363

12,951

 

 

 

ТНК-ВР

 

 

 

2,74

3,3

 

385

Общий объем доказанных запасов Роспана – 2,266 млрд. барр. н. э., что составляет около 38% совокупных запасов Роспана категории 3Р по классификации PRMS

Итера

 

 

7,99

12,6

12,6

 

1,2

 

Другие

 

 

 

 

46

 

 

 

Всего добыто по данным РОССТАТ

 653

 666

 583

 651

669

 


Приложение Основные месторождения России 

Месторождение

Год открытия

Тип

Запасы (трлн м³)

Нефтегазоносный бассейн

Недропользователь

Проектная мощность, млрд. куб. м в год

Примечание

1

Уренгой

1966

НГК

10,2

Западная Сибирь/ЯНАО

ООО "Газпром добыча Уренгой" ЗАО "Роспан Интернешнл" ОАО "Арктикгаз"

 

Уренгойское месторождение относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только Северное/Южный Парс (Катар/Иран).

2

Ямбургское

1969

НГК

5,242

Западная Сибирь/ЯНАО

ООО "Газпром добыча Ямбург"

 

 

3

Бованенковское

1971

НГК

4,4

Ямал и Карское море/ЯНАО

ООО "Газпром добыча Надым" - 100% дочернее общество Газпрома

115 млрд м3/год газа с перспективой до 140 млрд м3/год газа.

Запуск проекта намечался на 3 квартал 2011 г, в июне 2009 г в связи со снижением спроса на газ срок был отложен на 3 квартал 2012 г. В дальнейшем сроки перенесены на 2 квартал 2012 г.

4

Штокмановское

1988

ГК

3,2 [6]

Баренцево море

ООО "Севморнефтегаз

 

В 1985 году структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 г сотрудниками ПО Арктикморнефтегазразведка было начато строительство 1-й поисковой скважины проектной глубиной 4500 метров, которое было завершено 27 июля 1988 г на глубине 3153 метров. В результате ее испытания были открыты 2 залежи свободного газа с газовым конденсатом, и на Государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г впервые поставлены более 2,4 трлн м3 свободного газа промышленных категорий. Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря. Планировалось, что газ с месторождения будет доставляться танкерами в США, но позднее было решено поставлять газ в европу по Северному потоку. Однако в настоящее время решается вопрос о возврате к СПГ транспортировке, теперь в Европу.

6

Заполярное

1965

НГК

3,5 [8]

Западная Сибирь/ЯНАО

ООО "Газпром добыча Ямбург"

 

 

7

Ленинградское

1992

ГК

3 [9]

Карское море

Нераспределенный фонд недр

 

 

8

Русановское

1992

ГК

3 [10]

Карское море

Нераспределенный фонд недр

 

 

9

Арктическое

1968

 

2,762

Баренцево море

 

 

 

5

Астраханское

1973

ГК

2,711

Астраханская область

ООО "Газпром добыча Астрахань"

 

 

10

Западно-Камчатский шельф

2008

 

2,3 [13]

Западно-Камчатский шельф

 

 

 

11

Медвежье

1967

НГК

2,2

Западная Сибирь/ЯНАО

ООО "Газпром добыча Ямбург"

 

 

12

Юрубченско-Тохомское

1982

НГК

2,1 [14]

Восточная Сибирь/Красноярский край

ОАО "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания"

 

 

13

Крузенштейн

1976

ГК

2,0 [16]

ЯНАО

ОАО "Газпром"

 

 

14

Оренбургское

1968

НГК

1,9

Оренбуржье

ООО "Газпром добыча Оренбург"

 

Промышленная добыча газа началась на месторождении в 1974 году. Добычу газа из Оренбургского НГКМ ведёт Газпром добыча Оренбург. Это самое крупное в России и одно из крупнейших в мире сероводородо - и гелийсодержащее месторождение. В недрах Оренбургского НГКМ остаётся еще около 700 млрд м3 газа.

15

Тамбейское Северное и Южное

1983/1974

ГК

1,929

ЯНАО

ОАО "Газпром" и ОАО "Ямал СПГ" (Соответственно)

 

 

16

Ковыкта

1987

ГК

1,9

Восточная сибирь/Иркутская область

ОАО Компания "РУСИА Петролеум"

 

 

17

Харасавэйское

1974

ГК

1,9

Западная Сибирь/ЯНАО

ОАО "Газпром добыча Надым"

 

 

18

Кыртаель

1975

 

1,6

Восточная Сибирь

 

 

 

19

Сахалин-3

 

 

1,3

Сахалин

 

 

 

20

Чаяндинское

2000

НГК

1,24

Восточная Сибирь/Якутия

ОАО "Газпром"

 

В 2010 г Газпром перевел 90% запасов нефти Чаяндинского НГКМ (порядка 50 млн тн нефти), из категории С2 в С1, которая является более точной и позволяла приступить к разработке проекта освоения нефтяной части месторождения. Запасы Чаяндинского месторождения по категории С1+С2 составляют 1,24 трлн м3 газа, 68,4 млн т нефти и конденсата. Запасы гелия по категории АВС1+С2 составляют 1400 млн м3. Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена Газпрому без конкурса в соответствии с распоряжением правительства РФ от 16 апреля 2008 г. Планируется в качестве источника заполнения проектируемого газопровода Якутия-Хабаровск-Владивосток.

21

Ангаро-Ленское[18]

2007

ГК

1,22

Восточная сибирь/Иркутская область

ООО "Петромир"

 

 

22

Центрально-Астраханское

2004

ГК

1,2

Астраханская область

ОАО "Приморьенефтегаз"

 

 

23

Южно-Русское

1969

НГК

1,0 [22]

Западная Сибирь/ЯНАО

ОАО "Севернефтегазпром" - дочерняя компания Газпрома

25 млрд м3/ год

Месторождение официально введено в эксплуатацию 18 декабря 2007 г, но фактически добыча на нём началась ещё в конце октября 2007 г. Строительство инфраструктуры на месторождении ведётся с марта 2006 г. В 2007 году Газпром и BASF AG подписали соглашение о совместом освоении месторождения и обмене активами. В октябре 2008 г Газпром и Е.ОN AG подписали Соглашение о совместном участии в проекте освоения Южно-Русского нефтегазового месторождения, а в июне 2009 г - соглашение об обмене активами в области газодобычи и торговли природным газом. В августе 2009 года, с опережением на 1 год обеспечен выход на проектную мощность добычи газа в объеме 25 млрд м3/ год, что стало возможным благодаря доведению количества добывающих скважин A1/2 до проектного уровня (142 единицы). Геологоразведочные работы на месторождении продолжаются. Ведется работа по увеличению фонда действующих скважин и развитию инфраструктуры. Федеральное агентство по недропользованию в октябре 2009 года приняло решение об увеличении срока окончания действия Лицензии на право геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка недр до 31 декабря 2043 г.

Примечание:

НГК - нефтегазоконденсатное

ГК - газоконденсантное

Г - газовое

Приложение Месторождения России


1 Nuclear Energy Institute - www.nei.org

2 Golden Rules for a Golden Age of Gas. – International Energy Agency. 2012. – www.worldenergyoutlook.org

3 http://www.iea.org

4 British Petroleum - www.bp.com

5 Central Intelligence Agency - www.cia.gov

6 British Petroleum - www.bp.com

7 World Energy Statistics, 2010, www.yearbook.enerdata.net

8 British Petroleum - www.bp.com

9 Axegas. 2012 – www.axegaz.com

10 Energy Delta Institute – www.energydelta.org

11 American Enterprise Institute – www.aei-ideas.org

12 European Comission, 2012, www.ec.europa.eu

13 OilPrice, October 2012, www.oilprice.com

14 The Financial Times, October 2012, www.ft.com

15 European Comission ,2012, www.ec.europa.eu

16 Energy Academy Europe, www.energyacademy.org

17 Утвержденная в 2007 г. программа ЕС «20-20-20» предусматривает достижение к 2020 г. 20%-го снижения потребления энергии за счет повышения энергоэффективности, сокращения на 20% выбросов CO2 по сравнению с 1990 г. и доведение доли возобновляемых источников энергии до 20% в энергобалансе.

18 Natural Gas Consumption Statistics, 2012 Eurostat, www.epp.eurostat.ec.europa.eu

19 International Energy Agency – www.iea.org

20 Natgas.ingo, 2012, www.natgas.info

21 Petroleum Economist, October 2012, www.petroleum-economist.com

22 The Institute of Energy Economics, December 2012, www.siew.sg

23 International Gas Union. June 2012. www.igu.org

24 Kuick Research. November 2012. www.kuick research.com

25 U.S.Energy Information Administration, Official Energy Statistics from the US government, www.eia.gov

26 International Gas Union. June 2012. www.igu.org

27 Annual Energy Outlook 2012

28 Annual Energy Outlook 2012, Page 59

29 В частности, для экпорта СПГ в Северную Америку Россия планировала разработку Штокманского месторождения.

30 www.quotenaturalgas.com/

31 Cheniere Investor. Analyst Day Conference, сентябрь 2012 г.

32 Exploration&Production magazine - www.epmag.com

33 Расчеты проводились слушателем Баландиным Д.В. с помощью

34 Оценка Министерства природных ресурсов Китая

35 Исследование МЭА World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, www.eia.gov

36 www.naturalgaseurope.com

37 Капитальные затраты на доставку в Европу 1 млрд куб. м газа из Катара от скважины до потребителя составляют $600 млн. Это примерно в десять раз дороже, чем по уже проложенным из России трубопроводам. Ведь они проложены давно и сами по себе уже окупились

38 Исследование «Мировые ресурсы сланцевого газа: предварительная оценка 14 регионов за пределами США» (World Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14 Regions outside the United States)

39 Polish Geological Institute Assesment of the shale gas and shale oil resources of the lower Paleozoic Baltic-Podlasie Lublin basin in Poland

40 Аналитический обзор Central and Eastern European Shale Gas Outlook (www.kpmg.com) и оценки МЭА (IEA)

41 www.CIA.gov, The World Factbook

42 Rbc.ru

43 Historical data, Workbook (xls), www.bp.com

44 ОАО «НОВАТЭК», www.novatek.ru

45 Министерство энергетики РФ, Февраль, 2013 – www.minenergo.gov.ru

46 http://kniganefti.ru/

47 При этом в численном выражении произошло сокращение экспорта и российского и катарского газа.

48 Центральный Банк России – Статистика - www.cbr.ru


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

59417. Сценарій свята. Наш весільний ювілей 51.5 KB
  Зала, де буде відбуватися вечір, святково прикрашена. На столиках - букети квітів. Окремо, біля самого сценічного майданчика, накриті столики для сімейних пар, що святкують у цей день свій ювілей. Для кожної пари - окремий столик. На початку вечора столи ще не накриті. Вони прикрашаються під час дії.
59418. Cценарій свята: Ой на Івана та й на Купала 44 KB
  В давні часи у предків наших Коли сонце Богом величали Родилося прекрасне свято Яке Купалом люди всі назвали. Тріщать усі сороки на вербі Що Купала свято на селі Що зібралось люду як квітів у полі Хай вас обминає лихо і горе.
59419. Поет - виразник дум народних: методично-бібліографічні рекомендації до 195-річчя від дня народження Т.Г.Шевченко 38 KB
  Він поет усього людства так сказала про Тараса Григоровича Шевченка відома англійська політична діячка Полін Бентлі. 9 березня минає 190 років від дня народження великого українського поета а рік 2004 проголошений Президентом України роком вшанування пам’яті Тараса Шевченка.
59420. Рідна мова - краю батьківського пісня 42.5 KB
  Рідна мова Рідна мова Що в єдине нас злива Перша пісня колискова. 3й учень: В кому думка прагне слова Хто в майбутнім хоче жить Той всім серцем закричить: В рідній школі рідна мова В рідній школі рідна мова...
59421. Свято української писанки 48.5 KB
  Церква пристосувала язичний культ писанки як знака сонця і оновлення життя і ввела його у свято Великодня як символ Христового воскресіння. 1 ведуча: Існує багато легенд про писанки і крашанки. Наші предки вірили у чарівну силу писанки і крашанки.
59422. Сценарій лялькового спектаклю: Сигареті – ні! 31.5 KB
  Дія ІІВедучий: Хто стрибає так завзято Це ж бо зайчики-близнята. Один зайчик тікає а другий підходить до Лисички Зайчик: Ти лисичко все торгуєш І без діла не сумуєш Лисичка: Так Ведучий: Йому лисичка каже Лисичка: В магазині я на стражі. Дія ІІІ Ведучий: В магазинчик лісовий Іде Півник молодий.
59423. Сценарій свята присвяченого Дню літньої людини 37 KB
  Виходять ведуча з дівчинкою у дівчинки в руках червона троянда. Коли восени раптом наступає весна а взимку розпускаються троянди бере троянду в дівчинки символ вірності й любові ДІВЧИНКА: А коли ж таке трапляється ВЕДУЧА: Таке трапляється копи людина любить.
59424. Нестандартний урок-гра з геометрії у 5 класі “Турнiр допитливих” 281 KB
  Журі рахує бали або в цілому оцінює виступ в кожному з турів для команди а також для найбільш активних учасників змагання якщо зрозуміло що конкретні бали зароблені для команди одним із учасників то для нього відкривається особистий рахунок до якого бали додаються протягом гри....
59425. Cценарій: Дорога і діти 40.5 KB
  Правила руху в нашій країні Для пішоходів усюди єдині Знати добре їх всі повинні: І дівчатка і хлоп’ятка І зайці і тигренятка А також дорослі люди От тоді порядок буде. Всім місця вистачить.