Россия на мировом рынке газа

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МИРОВОГО РЫНКА ГАЗА

.1 Особенности основных региональных рынков природного газа

.2 Анализ мирового рынка сжиженного газа

.3 Перспективы развития мирового рынка газа

ГЛАВА 2. ДОБЫЧА ГАЗА В РОССИИ

.1 Анализ современного состояния добычи газа в России

.2 Структура добычи газа в России

.3 Перспективы добычи газа в России

ГЛАВА 3. ЭКСПОРТ РОССИЙСКОГО ГАЗА

.1 Анализ современного состояния экспорта российского газа

.2 Особенности мирового рынка газа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Природный газ является единственным видом ископаемого топлива, доля которого будет становиться все больше. МЭА предсказывает ежегодный рост мирового спроса на природный газ на 1,6% вплоть до 2035 года, что более чем в два раза превышает ожидаемые темпы роста для нефти. Некоторые аналитики и эксперты оценивают будущие темпы увеличения спроса на газ еще выше.

Убеждать, что природный газ сегодня является замечательным видом топлива, экологически и экономически наиболее удобным энергоносителем и прекрасным технологическим сырьем в большинстве процессов в нефтегазохимии, вряд ли нужно. В то же время доля природного газа в топливно-энергетическом балансе мира весьма скромная - 23%, что не отвечает его преимуществам по сравнению с другими энергоносителями. Соответственно темпы роста газовой промышленности в большинстве стран мира также невысокие. Исключение представляют такие страны, как Россия, Нидерланды, Норвегия и ряд других, в которых уже сегодня природный газ является основным энергоносителем и в которых, можно считать, на смену «эпохе нефти» пришла «эпоха природного газа» или «эпоха метана».

Мощное внедрение в XX веке на энергетическом рынке нефти и природного газа можно объяснить бурным развитием электроэнергетики, авиационного, автомобильного и морского транспорта, а также химической промышленности, для которых нефть и природный газ оказались технически и экономически наиболее удобными энергоносителями и прекрасным технологическим сырьем. Анализ перспектив развития мировой энергетики приводит к выводу, что уголь достиг своего максимума в 1930-х годах, нефть достигла своего максимума в 1980-х годах и в ближайшие 20-25 лет добыча нефти в мире будет снижаться, а сбалансировать спрос и предложение на мировом рынке можно лишь при двух- трехкратном повышении ее мировых цен.

Несмотря на то, что добыча угля и нефти продолжается, очевидно, что в перспективе доминирующее положение в энергобалансе стран они уже занимать не будут. Поэтому ближайшая проблема состоит в выборе оптимальной с технической, экономической и экологической точек зрения стратегии использования наиболее дешевых и эффективных источников первичной энергии для производства тепла, электричества и моторного топлива. Основной энергетический источник будущего должен в течение длительного времени обеспечить устойчивый экономический рост, потребности людей в энергетических услугах по объективно приемлемым ценам, надежное функционирование энергоснабжающих систем, гарантирующих энергетическую безопасность и здоровую окружающую среду. Указанным требованиям наилучшим образом отвечает природный газ как наиболее универсальный, экологически чистый и наиболее надежный в части ресурсообеспеченности энергоноситель. Экологическая чистота и высокая эффективность использования природного газа позволяют существенно изменить взгляд на его возможную роль в энергобалансе будущего мира и говорить о наступлении эпохи природного газа, которая уже сегодня наступила в России, так как природный газ в топливно-энергетическом балансе уже занимает долю более 50%.

Для сохранения и укрепления своих позиций в области газонефтедобычи Россия, как мировая энергетическая держава, в ближайшие десятилетия (до 2030-2050 гг.) должна проводить политику постепенного увеличения добычи газа и жидких углеводородов (УВ), основой которой является освоение и эффективное использование имеющейся сырьевой базы (текущих запасов УВ), а также ее расширенное воспроизводство, прежде всего за счет проведения высокорезультативных поисково-разведочных/геолого-разведочных работ, определяющих перевод перспективных и прогнозных (неоткрытых) ресурсов в открытые запасы.

Целью выпускной квалификационной работы является исследование роли Российской Федерации на мировом рынке газа.

Для достижения цели выпускная квалификационная работе поставлены следующие задачи и перспективы развития мирового рынка газа:

-изучить особенности и перспективы развития мирового рынка газа;

-провести анализ добычи газа в России;

-проанализировать экспорт российского газа.

Объектом выпускной квалификационной работы является изучение особенностей развития мирового рынка газа и роли на нем России.

Предметом исследования выпускной квалификационной работы является анализ добычи и экспорта газа Российской Федерацией.

Для проведения исследования использованы следующие методы: логический, анализ, синтез. Они направлены на изучение особенностей мирового рынка газа; анализ добычи газа в Российской Федерации; диагностику экспорта российского газа.

Структура выпускной квалификационной работы. Выпускная квалификационная работа состоит из введения, 3-х глав, списка использованной литературы, заключения и приложений.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МИРОВОГО РЫНКА ГАЗА

.1 Особенности основных региональных рынков природного газа

Развитие мировой газовой индустрии происходит высокими темпами. За 1990-2013 гг. доказанные запасы выросли в 1,5 раза, добыча и потребление - на 65%. Но главное - более чем втрое увеличилась трансграничная торговля газом. Теперь 30% газа потребляется за пределами страны-производителя, а объемы производства СПГ выросли в 4,5 раза. Кроме того, уже более 10% добываемого газа в глобальном масштабе экспортируется в сжиженном виде.

Таблица 1.1

Роль газа в мировом энергобалансе, трлн. кубометров

Показатели19901995200020052010201120122013Запасы116140154152165175195,5208Добыча22,12,42,83,23,33,33,4Потребление22,12,42,83,23,23,23,2Трансграничная торговля, млрд. кубометров308506651848982102610841169Труба236413508659686695705715СПГ7293143189296331335336Доля газа в энергобалансе, %22222323,52323,52324Доля нефти в энергобалансе, %3838383633333333Доля угля в энергобалансе, %2725,5252729303131Источник: BP Statistical BP Statistical, Cedigaz, EIA, ФНЭБ

Тем не менее потенциал газа явно не реализован в полной мере. У него есть очевидные перспективы и преимущества, но имеются и серьезные препятствия, которые предстоит преодолеть. Инерция мирового энергобаланса велика, и на радикальные изменения требуются десятилетия.

Североамериканский рынок является крупнейшим газовым рынком в мире. Рынок региона состоит всего из трех государств - Канада, США и Мексика. Основным игроком являются Соединенные Штаты Америки (80% потребления), но при этом они зависят от поставок трубопроводного газа из Канады, которая на сегодняшний день является крупным нетто-экспортером. Чистый экспорт канадского газа южным соседям в 2013 году составил 60 млрд. кубометров (37% собственной добычи).

Потребление газа в Северной Америке, несмотря на некоторую стагнацию и даже коррекцию вниз в середине 2000-х годов (что было связано с падением добычи в США), за последние 20 лет выросло на 210 млрд. кубометров. При этом половина этого роста пришлась на минувшие 6 лет, когда в США и отчасти в Канаде началась активная разработка ресурсов газа из нетрадиционных месторождений. Взлетели не только добыча и потребление, но и доля газа в энергобалансе страны - она достигла в 2010-2013 годах рекордного уровня 28%.

Кроме того, по сравнению с серединой 2000-х, то есть до начала сланцевого бума в 2008 г., почти на 40% увеличились доказанные запасы газа на североамериканском континенте, что способствует повышению надежности обеспечения внутреннего рынка газом собственными ресурсами на долгосрочную перспективу.

Таблица 1.2

Газ на североамериканском рынке, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Потребление638711767750817850875Добыча639712764735806867891Чистый импорт (экспорт)1-13141667Запасы,трлн. кубометров9,58,57,57,810,310,810,9Доля газа в энергобалансе, %25272625282828Доля импортного газа на рынке, %000,52211Источник: BP Statistical, EIA 2013

Главное отличие североамериканского рынка от другого крупного центра потребления - Европы - это традиционно высокий уровень самообеспечения ресурсами. Внешние поставки никогда не имели серьезного значения для Северной Америки. Чистый импорт газа за всю историю не превышал 22 млрд. кубометров в год (показатель 2007 года), или 2-3% от годового потребления.

В первой половине 2000-х годов на американском рынке наблюдалось снижение собственной добычи газа и ожидался быстрый рост импорта сжиженного природного газа, до 100 млн тонн к 2010 году. Более того, начались инвестиции в расширение существующих 4 терминалов по приему СПГ в США и проектирование новых мощностей. В общей сложности к 2010 году Соединенные Штаты располагали мощностями по приему около 130 млн тонн СПГ.

Однако прогнозы не оправдались. Разработка сланцевого и других видов трудноизвлекаемого газа в Северной Америке не только позволила остановить падение добычи, но и в короткие сроки существенно ее нарастить. За 2005-2011 гг. в США она увеличилась на 140 млрд. кубометров.

Европейский рынок газа (с учетом не входящих в ЕС Норвегии, Швейцарии, Турции) за последние 20 лет совершил еще более впечатляющий рывок вперед. По сравнению с 1990 годом потребление газа увеличилось почти вдвое (на 84%) к 2005-му. И этот уровень с тех пор выдерживается, за исключением 2009 и 2011 годов, когда из-за мирового финансово-экономического кризиса и обострения кризисных явлений в Еврозоне спрос снижался на 10%.

Пик потребления был достигнут в 2005 году не случайно. На протяжении 90-х годов прошлого века европейский рынок развивался в достаточно комфортных политических и экономических условиях. Собственная добыча стран ЕС в Северном море и поставки из Норвегии обеспечивали большую часть растущих потребностей. Хотя доля импорта из России и Северной Африки за 10 лет выросла с 30 до 39%, политические опасения относительно роста зависимости от внешних поставщиков были не очень сильны. Кроме того, относительно низкая стоимость нефти в 2000-2006 гг. позволяла импортировать газ по ценам в пределах 80-100 долл. за тыс. кубометров. В мае 2008 года была достигнута цена 135 долларов и далее удерживалась на уровне выше 100 долларов. Максимальная цена нефти сорта WTI (Light Sweet) была достигнута 11 июля 2008 года, превысив 147 долларов за баррель.

В первой половине 2000-х годов рост спроса замедлился, что было реакцией и на увеличение цен на газ (они за 5 лет удвоились), и на стартовавшее падение добычи в Северном море. В результате даже без учета поставок из Норвегии зависимость от импорта из-за пределов Европы достигла 45%. Кроме того, в Европе стартовали кампании по активному субсидированию производства энергии из возобновляемых ресурсов и по ужесточению регулирования на газовом рынке.

Можно выделить два главных события в добыче газа в Европе за последние 20 лет. Это резкий рост производства в британском секторе Северного моря в 90-е годы (с 45 млрд. кубометров до 108 млрд.) и такое же стремительное падение в 2000-х годах. По итогам 2011 года в Великобритании было добыто всего 45 млрд. кубометров. Второе событие - разработка норвежского шельфа, где добыча за 20 лет увеличилась в 4 раза до 100-105 млрд. кубометров, что позволило отчасти сократить энергозависимость от импорта из других регионов.

Эти процессы, наряду с ценовым ралли (цены по долгосрочным контрактам, которые обеспечивают львиную долю поставок, колебались в пределах 300-400 долл. за тыс. кубометров) и ухудшением ситуации с обеспечением собственными газовыми ресурсами во второй половине 2000-х годов (с 2005 года по 2011-й добыча в Европе даже с учетом Норвегии снизилась на 50 млрд. кубометров, а зависимость от импорта превысила 50%), привели к достаточно печальному для рынка природного газа в Европе результату - стагнации спроса. Хотя, согласно всем предыдущим прогнозам, ожидалось сохранение темпов роста потребления по крайней мере на 1-2% в год.

Таблица 1.3

Европейский рынок газа, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Добыча газа209243292306289266262Чистый импорт93143185257284270268Потребление305387477563563525505Доля газа в энергобалансе, %15192326262525Динамика цены на импортный газ, долл. за тыс. кубометров (Германия)10086104216288382420Цена на NBP, долл. за тыс. кубометров98266236324335Доля импортного газа на рынке30373945505150Источник: Eurostat 2013

В то же время, по нашим оценкам, решающее значение для газового рынка имели не высокие цены на газ, а экономический кризис в Еврозоне. Это отчетливо видно на примере Турции, которая, несмотря на высокие цены (а они для Турции в среднем были выше, чем для Германии) и практически 100-процентную зависимость от импорта, продолжает демонстрировать солидные темпы роста газового рынка.

С распадом Советского Союза крупнейший на тот момент рынок газа обвалился и фрагментировался. Экономические проблемы и физическое разделение созданной при СССР Единой системы газоснабжения привели к достаточно резкому падению и совокупной добычи, и собственного потребления.

Таблица 1.4

Газовый баланс в бывших республиках СССР, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Добыча газа747633652729739776789Экспорт107103120134158184195Потребление640530511575581592602Доля газа в энергобалансе, %41485052525252Доказанные запасы газа, трлн. кубометров49,7525152555555Доля экспорта в добыче, %14161818212323Источник: BP Statistical, Минэнерго, оценка ФНЭБ 2013

Но за 20 лет постсоветской истории добыча в регионе полностью восстановилась и даже превысила показатели 1990 года. Причем произошло это еще в 2008 году, накануне глубокого финансово-экономического кризиса мирового масштаба. Все традиционные производители, за исключением Туркменистана и Украины, в 2011 году добыли газа больше, чем в последний год существования СССР. Узбекистан увеличил производство на 20 млрд. кубометров, Россия - на 17 млрд., Казахстан - на 10 млрд., а Азербайджан - на 5 млрд.

В сфере потребления вернуться к советским показателям не удалось, в первую очередь из-за драматичного падения спроса на Украине. В 1990 году самая газифицированная (на душу населения) республика СССР потребляла более 120 млрд. кубометров, а в прошлом - менее 50 млрд. кубометров. В Белоруссии, где цены на газ были ниже, чем для Украины, наблюдался рост газопотребления.

Основные производители газа (Россия, Туркменистан, Узбекистан) превысили советский уровень спроса на газ, что объясняется поддержанием относительно низких цен. А для среднеазиатских республик - еще и ограниченными возможностями по экспорту газа. Очевидно, что есть некоторый потенциал роста потребления в Казахстане и в Азербайджане.

Опережающий рост добычи по сравнению с внутренним спросом оказался возможен благодаря увеличению экспорта. И если до 2006 года весь чистый экспорт за пределы постсоветского пространства фактически в полном объеме происходил через Россию, то за последние 5 лет все газодобывающие республики обзавелись собственными экспортными мощностями. Из Азербайджана в Турцию был построен Южно-Кавказский газопровод для поставок газа с Шах-Дениза. Туркменистан сначала соединил свою систему с иранской, затем получил возможность экспортировать сырье в КНР после того, как китайцы помогли проложить и профинансировали газопровод Центральная Азия - Китай (проектная мощность до 60 млрд. кубометров в год), который также предоставил экспортное окно для узбекского, а в перспективе и казахстанского газа.

Экспортные возможности региона, благодаря выигрышному географическому положению между Европой и Азией, а также ограниченному внутреннему рынку, похоже, продолжат увеличиваться.

Еще один крупный мировой центр добычи - Ближний Восток - обладает крупнейшими запасами природного газа и демонстрирует высочайшие темпы прироста производства. С 1990 года добыча увеличилась более чем в 5 раз. За эти 20 лет на базе расположенного в водах Катара и Ирана месторождения «Северный купол» (по иранской версии - «Южный Парс») при помощи ExxonMobil и ряда других транснациональных нефтегазовых корпораций создан крупнейший в мире экспортер сжиженного природного газа. Из 120 млрд. кубометров экспорта за пределы Ближнего Востока около 100 млрд. кубометров приходится на катарский СПГ, который занимает около 30% мирового рынка сжиженного газа.

Но Ближней Восток - это не только источник экспорта СПГ мирового класса, но и динамично растущий рынок потребления. В 6 раз вырос спрос на газ в Иране, втрое - в Саудовской Аравии, в ОАЭ, Катаре и Кувейте - в четыре раза. В 2000-х годах потребление каждые 5 лет увеличивалась на 100 млрд. кубометров, и за последний год прирост составил 26 млрд. кубометров. Аналогичные показатели были только на североамериканском рынке.

Таблица 1.5

Ближневосточный газ, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Добыча газа101150208320472526580Экспорт58214195123151Потребление96142187279377403429Запасы*3845,459,163697071Доля газа в энергобалансе, %33374045484950Доля экспорта в добыче, %551012202324Источник: BP Statistical, оценка ФНЭБ 2013

Африка, в отличие от Ближнего Востока, развивает собственный рынок гораздо медленнее. Скорее можно сказать о двух-трех газовых странах на континенте при практически нулевом развитии рынка природного газа в остальных. Около 80 млрд. кубометров (75%) потребляют два крупнейших производителя - Алжир и Египет. Главная африканская экономика - ЮАР - потребляет всего 4 млрд. кубометров газа (менее 3% в энергобалансе).

Основными производителями и экспортерами, наряду с Алжиром и Египтом, являются также Нигерия и Ливия (в 2011 году из-за гражданской войны резко обвалилась добыча в этой стране).

Таблица 1.6

Африканский рынок газа, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Добыча газа6985130174214204194Экспорт293272911099479По трубе9134045503724СПГ20193246595755Потребление40485883105110115Доля газа в энергобалансе, %16171923252626Запасы, трлн. кубометров8,69,912,514,114,514,514,5Доля экспорта в добыче, %42385552514647Источник: ВР Statistical 2013

Азиатский рынок газа считается самым перспективным. Доля газа в энергобалансе остается крайне низкой (всего 11%), несмотря на то что регион занимает 60% мирового импорта СПГ и 30% производства сжиженного газа. Чистый импорт постепенно растет, но темпы роста потребления газа опережают ближневосточные. В 90-е годы каждые 5 лет прирост составлял 60 и 80 млрд. кубометров, в 2000-е - уже 100 и 160 млрд. кубометров, а в прошлом году спрос увеличился еще на 30 млрд. кубометров. При этом доля газа в общем энергобалансе изменилась незначительно - с 8% до 11% за 20 лет.

Таблица 1.7

Газ в Азии, млрд. кубометров

Показатели1990199520002005201020112012Добыча газа151212272363484479474Импорт41193674112150Потребление155213291398558591624Запасы,трлн. кубометров9,910,512,313,516,516,817,1Доля газа в энергобалансе, %8999111111Источник: BP Statistical 2013

Основными рынками газа в Азии являются Китай, Индия и рынок СПГ, возглавляемый Японией и Южной Кореей. При этом Пекин и Дели присоединились к клубу потребителей сжиженного газа лишь во второй половине 2000-х годов.

Таким образом, доступные в разработке запасы газа в мире выглядят значительно, а развитие технологий добычи и транспортировки как по трубам, так и в виде СПГ, создает хорошие предпосылки для безопасного и надежного удовлетворения роста спроса.

По соотношению цены, доступности, потребительских свойств и экологичности газ значительно опережает все ныне известные энергоресурсы. И его доля в мировом энергобалансе существенно недооценена в связи с инерционностью развития инфраструктуры потребления, а также политическими рисками, которые были связаны с тем, что основные запасы газа были сосредоточены всего в двух регионах - России и Персидском заливе.

1.2 Анализ мирового рынка сжиженного газа

Природный газ является единственным видом ископаемого топлива, доля которого будет становиться все больше. МЭА предсказывает ежегодный рост мирового спроса на природный газ на 1,6% вплоть до 2035 года, что более чем в два раза превышает ожидаемые темпы роста для нефти. Некоторые аналитики и эксперты оценивают будущие темпы увеличения спроса на газ еще выше.

Согласно оценкам, с 2000 года суммарный мировой спрос на природный газ рос на 2,7% ежегодно. В то же время мировой спрос на СПГ за указанный период увеличивался на 7,6% в год, т. е. почти в три раза быстрее3. В региональном разрезе устойчивый рост спроса на СПГ в основном поддерживается Азией, а в более широком смысле обеспечивается тем, что аналитики J.P. Morgan назвали «долговременными, перспективными с точки зрения инвестиций, политически мотивированными вопросами»4. Это:

-национальная энергетическая безопасность - обеспечение диверсификации и гибкости предложения;

-обновление национальной энергетической инфраструктуры для повышения устойчивости системы к скачкам спроса и предложения, стимулирования инвестиций и снижения уровня безработицы;

-замещение угля природным газом;

-рост негативных настроений по отношению к ядерной энергетике в обществе.

Ожидается, что мировой спрос на газ продолжит уверенно расти.

В последнем номере ежегодного издания World Energy Outlook Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозирует повышение значения природного газа в мировой экономике и увеличение его доли с 21% в 2010 году до 25% в 2035 году.

В начале 2000-х годов скорую и неизбежную глобализацию газового рынка, что приведет к превращению природного газа в энергетическое сырье № 1, связывали с быстрыми темпами развития индустрии сжижения газа. К 2011 году доля СПГ в общей добыче выросла с 4 до 10%. Расширились география производства и набор участников рынка сжиженного газа. К пионерам - Северной Африке и Азии - добавились крупные центры в Экваториальной Африке, Латинской Америке и на Ближнем Востоке. Катар, который в конце 2010 года вывел заводы по производству сжиженного газа на проектную мощность (77 млн т или 100 млрд. кубометров), превратился в лидера и занял треть рынка. Кроме того, построены первые заводы в крупнейших экспортерах трубопроводного газа - в Норвегии и России.

В то же время СПГ остается достаточно закрытым клубом, войти в который не просто. Норвежцы испытывали огромные технические проблемы и на протяжении нескольких лет не могли вывести свой первый завод на проектные параметры. Кроме того, после 40 лет существования этой индустрии начался процесс выпадения из него некоторых лидеров из-за истощения ресурсов. Уже на треть пустуют мощности по производству СПГ в Индонезии и Алжире в общей сложности на 29 млрд. кубометров газа.

Таблица 1.8

Экспорт СПГ, млрд. кубометров

1990200020102011кол-во терминалов в 2011 годуПроектная мощность в 2011 годуСеверная Америка1,41,80,9212США1,41,80,9212Европа--4,7415,5Норвегия--4,7415,5Экс-ссср--13,414,4112,5Россия--13,414,4112,5Ближний восток3,223,7100,6129,514129,5Катар-1275,8102,610100,1Африка20,33258,4571378,7Алжир1925,519,317,1427,3Нигерия-5,723,925,9427,7Латинская Америка-422,224427,5Тринидад и Тобаго-420,418,9321,8Азия47,375,796,19811105,8Индонезия31,428,8347Малайзия7,92230,432,8331,2всего72137,2296,3330,845361,5доля от добычи газа,%46910--* эквивалент природного газа Источник: LNG Report

Несмотря на существенный рост производства сжиженного газа в мире, темпы развития недостаточно велики для того, чтобы определять рынок в целом и обеспечить интеграцию. В значительной степени это связано и с оказавшимися несостоятельными ожиданиями роста спроса на СПГ со стороны Соединенных Штатов Америки. В течение 2000-х годов США готовились стать крупным импортером сжиженного газа в связи с падением добычи на собственных месторождениях и планами частичного замещения нефти в собственном энергобалансе природным газом. Для этого были расширены мощности существовавших 4 терминалов по приему и построены 8 новых, и еще около 10 находились в процессе получения разрешений, когда в стране резко начала расти добыча газа из нетрадиционных источников (сланцевого и других видов трудноизвле- каемого газа). В результате в США на сегодняшний день имеются регазификационные мощности, рассчитанные на импорт свыше 165 млрд. кубометров в год. При этом в 2011 году эта инфраструктура была задействована всего лишь на 7%.

В сфере экспортно-импортных операций трубопроводные поставки по-прежнему играют доминирующую роль, и динамика роста доли СПГ не столь велика. В 1990 году по трубам на рынки поступало 77% (23% сжиженного газа), в 2010-2011 годах - около 70%. При этом только в Европе прослеживается некоторая конкуренция между закупками сжиженного газа и импортом по трубам. В Азии основой торговли является СПГ, а Северная Америка так и не влилась в мировой рынок, получив возможность пользоваться внутренними ресурсами.

Но, главное, крайне малы трансграничные перетоки газа. Почти треть СПГ (почти весь произведенный в Азиатско-Тихоокеанском регионе) в 2011 году не покинула региональный рынок. В трансграничной торговле трубопроводным газом процент поставок внутри региона больше. Лишь треть (около 220 млрд. кубометров) приходится на поставки за пределы региона за счет поставок из республик бывшего Советского Союза и Северной Африки в Европу.

Рис. 1.1. Соотношение трубопроводного газа и СПГ в мировой торговле, млрд. кубометров

Источник: ВР Statistical

Соответственно, всего примерно 440 млрд. кубометров газа в настоящее время участвует в трансрегиональной или глобальной торговле газом, то есть не более 14%. Для сравнения, из 4 млрд. тонн нефти мирового потребления более половины (2,2 млрд. т) участвует, по расчетам ВР, в трансрегиональной торговле.

Таким образом, высокий уровень регионализации связан в значительной степени с тем, что темпы роста доли СПГ в общем балансе потребления газа пока недостаточны. Сейчас этот более гибкий вариант снабжения газом занимает всего 10% спроса и 30% в объеме экспортно-импортных операций. К 2030 году мы ожидаем, что доля СПГ подрастет как минимум до 15-16% и 40-50% соответственно. Это, очевидно, приведет к большей гибкости поставок и к увеличению перетоков газа между различными рынками, а значит, будет способствовать глобализации.

1.3 Перспективы развития мирового рынка газа

Газовый рынок в ближайшие 20 лет будет развиваться динамично и последовательно, но в целом достаточно умеренно (около 1,5% в год). Главные точки роста добычи будут находиться на Ближнем Востоке (прирост свыше 600 млрд. кубометров) и в АТР (свыше 300 млрд.), где основными локомотивами будут выступать Китай и Австралия - лидер роста потребления газа и в скором будущем крупнейший экспортер СПГ.

Методика прогнозирования основана на сравнительном анализе показателей добычи, запасов и восполнения минерально-сырьевой базы за последние 20 лет, а также на результатах рассмотрения новых добычных проектов в различных регионах мира. В то же время прогноз спроса на газ разрабатывался посредством обработки данных развития добычи и потребления газа, темпов экономического роста и доли газа в энергобалансе.

Таблица 1.7

Прогноз добычи газа, млрд.. кубометров

Страны201020202030Изменение,%Северная Америка806910-930950-990+21-23США604720-740740-780+26-29Европа289190-210130-160-45-55ЕС183100-12070-90-50-62Норвегия10580-10050-90-15-52Экс-СССР739850-870960-1000+29-35Россия*590660-680730-770+23-30Туркменистан4270-90100-120+138-200Африка214290-310390-410+82-92Латинская Америка162210-220250-280+54-73Ближний Восток472760-7801050-1150+122-143Азия484660-700780-820+61-69Китай95170-190250-300+163-216Австралия46160-180150-200+226-334всего32233900-40004500-4600+39-43Источник: ФНЭБ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: #"justify">В Африке, на постсоветском пространстве, в Северной и Латинской Америке рост добычи за 20 лет будет варьироваться от 100 до 250 млрд. кубометров. И только Европа продолжит падать и потеряет около половины добычных мощностей, имевшихся в 2010 году.

В целом же добыча газа в мире увеличится на 40%, или на 1,35 трлн. кубометров.

На развитых рынках - США, Европа (кроме Турции) - не стоит ожидать значительных темпов роста спроса, хотя на 20-25% за 20 лет потребление газа увеличится. Азия благодаря бурно развивающимся Китаю и Индии выйдет на первое место в потреблении газа, а Ближний Восток обойдет Европу и постсоветское пространство, где росту спроса будут мешать высокие цены на природный газ.

Таблица 1.8

Прогноз потребления газа, млрд. кубометров

201020202030изменение к 2010 году, %Северная Америка817840-870980-1020+20-25США673780-810800-840+19-25Европа564650-670680-720+21-28ЕС524570-590620-650+18-24Турция3355-6570-85+112-157Экс-СССР581630-660640-690+10-19Россия*415450-470460-500+11-20Африка105140-160180-210+71-100Латинская Америка150200-220240-280+60-87Ближний Восток377600-620740-780+96-107Азия558950-9701150-1310+106-134Китай112290-320580-620+418-454Япония94120-140140-160+49-70Индия6190-110140-180+130-195всего32204010-41704600-4800+43-49Источник: ФНЭБ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: #"justify">Ресурсная база природного газа значительна и продолжает расширяться с развитием новых технологий разведки и добычи. Коэффициент восполнения запасов, по самым консервативным оценкам, составляет около 200%. С 1990 по 2010 год в мире было добыто в общей сложности 49,8 трлн. кубометров. За тот же период доказанные запасы газа, по нашим расчетам, увеличились со 116 до 165 трлн. кубометров, то есть на те же 49 трлн. кубометров. Кроме Европы, где запасы, согласно данным BP, за 20 лет остались на уровне 4,9 трлн. кубометров, в остальных частях света резервы росли. Особенно мощный рывок - почти в 2 раза - удался Ближнему Востоку за счет открытия крупного месторождения в катарской и иранской части Персидского залива («Северный купол»/«Южный Парс»). Теперь доля ближневосточных запасов в балансе увеличилась с 32 до 42%.

Значительный рост - около 7 трлн. кубометров в плюс - благодаря разработке газовой провинции в Тарымском бассейне Китая и австралийским проектам (в том числе по извлечению метана из угольных пластов) наблюдался в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Это особенно важно, учитывая ожидаемый бум спроса на природный газ в АТР

В связи с открытием достаточно крупного месторождения в Туркменистане (Южный Йолотань, переименованный в Галканыш) имеет место рост запасов на постсоветском пространстве. В то же время оценки, сделанные в рамках международного аудита, по увеличению доказанных запасов месторождения с 4-8 трлн. до 14-24 трлн. не внушают доверия, учитывая большие глубины залегания и высокое содержание серы. По расчетам ФНЭБ, общие запасы на территории бывшего СССР увеличились на 5 трлн. кубометров.

На столько же увеличились запасы в Африке, в основном за счет разработки средиземноморского шельфа в Египте. Это, в свою очередь, открыло дорогу новым геологоразведочным проектам у берегов Израиля и Кипра и перспективным для добычи участкам. Но в Африке развиваются новые провинции на атлантическом и индоокеанском побережьях. К бурно наращивающей добычу Нигерии присоединяются Экваториальная Гвинея, Ангола, а на востоке обнаружены значительные запасы на шельфе Мозамбика и Танзании.

В Северной Америке падение запасов в Мексике (наряду с европейскими газовыми державами Великобританией, Нидерландами и Данией, а также с Аргентиной, здесь зафиксировано наибольшее снижение запасов) с лихвой компенсировано ростом резервов в США с 4,7 трлн. кубометров до 8-8,5 трлн. Теперь США имеют 80% газовых запасов в Северной Америке, хотя 20 лет назад располагали всего половиной. В значительной степени это связано с повышением эффективности добычи газа из сланцевых залежей, что открывает для мировой газовой отрасли новые перспективы развития.

Ожидается, что рост спроса на СПГ будет еще существеннее, в особенности до 2020 года. Несмотря на значительный разброс в оценках, большинство отраслевых аналитиков и экспертов сходятся в том, что ежегодный рост составит около 5-6%. Ожидается, что спрос будет повышаться и после 2020 года, хотя и более медленными темпами (около 2-3% в год), по мере развития рынка, изменения структуры спроса за счет роста доли более чувствительных к ценам покупателей, а также отмены некоторых ценовых субсидий в странах, не являющихся членами ОЭСР. К 2030 году мировой спрос на СПГ может почти удвоиться по сравнению с оценочным уровнем в 250 млн метрических тонн в 2012 году.

Расширение возможностей собственной добычи за счет ресурсов газа из нетрадиционных источников

Принято считать, что так называемая сланцевая революция в Соединенных Штатах оказала медвежью услугу развитию мировой торговли газом. В краткосрочной перспективе это действительно так. США не стали крупным импортером СПГ, хотя готовились к этому большую часть 2000-х годов, построив значительные и сейчас невостребованные мощности по регазификации. Однако возможность добывать все большие объемы сланцевого газа и за счет этого наращивать потребление данного вида сырья открывает феноменальные перспективы для повышения значимости газа в энергобалансе.

Рис. 1.2. Добыча сланцевого газа в США, млрд. кубометров

Источник: EIA, ExxonMobil

Но главный эффект, который уже дала сланцевая лихорадка, психологический. Она изменила отношение к природному газу на американском рынке. Теперь газ здесь воспринимается как новый локомотив экономики США и топливо, которое снижает зависимость от импорта, а значит, абсолютно приемлемо с точки зрения энергетической безопасности (и при этом более чистое, чем местный уголь). Этому впечатлению способствует и ситуация на рынке газа, который оказался не готов к росту добычи. Производителям приходится конкурировать за потребителей, что обвалило спотовые цены до 70-80 долл. за тыс. кубометров, а это значительно ниже даже средней себестоимости добычи (160-200 долл.). Низкие цены стимулируют рост потребления, в том числе и в долгосрочном измерении - активные инвестиции в газогенерацию, газохимию и использование газа в качестве моторного топлива. Если произойдет качественный рост сферы потребления газа на самом крупном на сегодняшний день рынке, это может привести к тому, что к экспорту новых технологий добычи газа (бурение горизонтальных скважин и множественный гидроразрыв) добавится распространение технологий потребления природного газа.

Сейчас еще сложно оценить масштабы и скорость этих процессов. Ресурсы сланцевого газа имеются в различных регионах мира: в Китае, Канаде, Аргентине, Австралии, Восточной Европе, Африке и России. Вопрос экономической целесообразности и технологических возможностей разработки здесь остается открытым. Тем не менее в перспективе 20 и более лет можно говорить о развитии добычи газа из нетрадиционных источников в других регионах.

В результате это будет открывать новые горизонты для расширения роли газа в целом. По нашему мнению, это не только не повредит мировой торговле газом, но и позволит ее расширить, так как поддержит рост спроса на это сырье на развивающихся рынках. Кроме того, уже в скором будущем это станет способствовать увеличению предложения сжиженного природного газа, добытого из нетрадиционных источников. Такие проекты уже реализуются в Австралии и США.

Увеличение географии производства и импорта СПГ

Производство сжиженного природного газа за последние 10 лет выросло на 200 млрд. кубометров (более 150 млн тонн). продолжит расти, как минимум, такими же темпами в ближайшие два десятилетия. Доля СПГ в мировом газовом балансе превысит 16%, а в международной торговле газом достигнет 40-50%.

На сегодняшний день в Азии, Африке, Северной Америке, на постсоветском пространстве и Ближнем Востоке в стадии строительства или проектирования находятся заводы по производству сжиженного газа мощностью 430-440 млрд. кубометров. Срок их ввода планируется до 2020 года, хотя очевидно, что, скорее всего, процесс растянется на 20 лет.

После катарского бума 2000-х годов планируется переход пальмы первенства в Азиатско-Тихоокеанский регион, где Австралия намерена реализовать проекты в общей сложности на 130 млрд. кубометров. При этом из этого объема 60% (более 80 млрд. кубометров) уже находятся в стадии строительства. Учитывая возможные задержки, с высокой долей вероятности эти заводы выйдут на проектную мощность до конца этого десятилетия.

В Африке, где также ожидается бум СПГ, уже строятся три завода - один в Анголе (6,7 млрд. кубометров) и два в Алжире (12 млрд. кубометров). Срок ввода - в 2012 и 2013 годах соответственно. По остальным проектам, в основном в Нигерии, но также в Камеруне, Экваториальной Гвинее, Египте и Мозамбике, еще только предстоит принять инвестиционные решения и приступить к конкретным действиям, поэтому большую часть африканского СПГ следует ожидать после 2020 года, так же как и российские проекты.

В то же время на Ближнем Востоке на сегодняшний день нет строящихся заводов по сжижению газа. В Катаре продолжает действовать объявленный мораторий до 2014 года; кроме того, у страны имеется дефицит площади для строительства новых СПГ-проектов, даже если правительство этого арабского эмирата примет решение отменить запрет.

Рис. 1.3 Проектируемые мощности по экспорту СПГ, млрд. кубометров

Источник: LNG Report

Что касается СПГ-потенциала Северной Америки и США в частности, то, несмотря на некоторые радикальные оценки об огромных возможностях для экспорта сланцевого газа в сжиженном виде, по расчетам ФНЭБ, американская администрация будет крайне взвешенно подходить к выдаче разрешений на экспорт. Сейчас соответствующие лицензии выданы двум консорциумам, которые решили переоборудовать регазификационные терминалы (Sabine Pass и Freeport) в Мексиканском заливе в заводы по сжижению и экспорту. Общая мощность двух проектов составляет около 31 млн т, что уберет с газового рынка США около 50 млрд. кубометров газа. Причем терминалы должны заработать после 2016 года, когда американский рынок, ныне испытывающий существенный профицит, придет в равновесие. То есть экспорт будет способствовать росту цен на газ в США и сопротивлению со стороны промышленного лобби и общественности, которой будет сложно объяснить, почему нужно рисковать экологией ради поставок в другие страны.

Оценки, утверждающие, что Соединенные Штаты к концу десятилетия станут крупным экспортером СПГ, в этой связи выглядят лишенными серьезных оснований. В том числе и потому, что экономика экспортных проектов построена на крайне неустойчивой базе, а именно на значительной разнице между ценами Henry Hub с одной стороны и ценами газа в Европе и Азии с другой. Сейчас она достигает 200-300 долл. на тыс. кубометров, что с лихвой покрывает затраты на сжижение, транспортировку и регазификацию, которые для атлантического бассейна можно оценить в 100-150 долл. и до 200 долл. для поставок в АТР Однако рыночная конъюнктура в США и Европе весьма нестабильна. В случае роста цены на газ на американском рынке и одновременного ее снижения в Европе экспорт СПГ из США может оказаться коммерчески не оправданным.

Таким образом, целый набор факторов - ликвидация профицита газа на американском рынке, коррекция цены в Henry Hub, усиление конкуренции на рынках в Европе и Азии, а также соображения политического и психологического характера (сложно объяснить американским избирателям, почему газ, добываемый в Пенсильвании, будет поступать на китайский рынок, снижая предложение в самих США) - будет значительно ограничивать экспортный потенциал Соединенных Штатов в газовой сфере.

Важную роль в этом процессе играет и активное развитие мощностей по импорту и регазификации СПГ. Уже сейчас они готовы принимать столько газа, сколько будет производиться согласно прогнозу к 2030 году (более 750 млрд. кубометров). То есть в настоящее время запасы емкости едва превышают 45%. Основные мощности созданы в Японии, Южной Корее, США и ЕС. Но в последние годы активно развивается практика строительства небольших (в том числе) плавучих терминалов, которые позволяют диверсифицировать источники снабжения или повысить надежность и гибкость поставок газа. Постепенно расширяется клуб и экспортеров, и импортеров СПГ, вовлекая в международную торговлю все новых участников.

Таблица 1.9

Импорт СПГ, млрд. кубометров

1990200020102011кол-возапланированная мощность в 2011 году20202030Северная Америка2,56,820,817,415184,71525США2,56,812,21012165,65-10Европа17,732,187,290,721167,7140160Великобри тания--18,725,3445,235-40Испаниян/дн/д27,924,2557,930-35Франциян/дн/д14,214,6323,520-25Африка--------Экс-СССР--------Латинская Америка--7,610,98392030Аргентина--1,84,4210,410Ближний Восток--34,629,11525Кувейт---3,215,25Азия5298,3177,8207,341357,1290510Япония475895,110728237,5130Корея4944,449,3459,570всего72,1137,2296,3330,887758540750Источник: LNG Report

В то же время мы ожидаем, что баланс 50 на 50 между СПГ и трубопроводным газом в межрегиональной торговле сохранится за счет развития новых газопроводных маршрутов с постсоветского пространства в Европу и АТР Кроме того, возможно увеличение экспорта в ЕС по трубе из Африки и начало реализации экспортного потенциала Ирана, который сейчас почти полностью изолирован.

Больших трансрегиональных трубопроводных проектов не так много:

?Центральная Азия - Китай мощностью до 90 млрд. кубометров. Первая нитка уже запущена, еще одна строится, третья предполагается в зависимости от добычных возможностей Туркменистана, Узбекистана и Казахстана.

?Туркменистан - Афганистан - Пакистан - Индия (30 млрд. кубометров). Переговоры о подписании финального соглашения и контрактов на поставку и транзит продолжаются много лет, но именно сейчас стороны близки к договоренностям как никогда.

?Расширение Южно-Кавказского газопровода и строительство газопровода TANAP для вывода в Европу и Турцию азербайджанского газа с проекта «Шах-Дениз-2» (16 млрд. кубометров).

?Транскаспийский газопровод для подключения к этой системе («Южный коридор») Туркменистана мощностью 30 млрд. кубометров.

?Газопроводы «Северный поток» и «Южный поток» из России в Европу общей мощностью 120 млрд. кубометров. Пока эти проекты не предполагают доставку в ЕС объемов нового газа, но в перспективе эта инфраструктура может быть использована для увеличения экспорта в абсолютных числах.

?Проекты поставок трубопроводного газа из России в Китай (до 68 млрд. кубометров).

?Газопровод GALSI (до 30 млрд. кубометров) для поставки газа из Алжира в Италию.

?Газопровод Иран - Пакистан - Индия (30 млрд. кубометров). Проект тормозится международной изоляцией Тегерана и давлением на Дели со стороны Вашингтона, который склоняет индийцев к контракту с Туркменистаном.

?Ирак (Курдистан) - Турция (20 млрд. кубометров).

Общая мощность этих проектов составляет около 400 млрд. кубометров, но большинство из них обсуждается много лет (некоторые больше 10). Следует ожидать, что только ряд из них будет реализован в задуманном варианте и масштабе, имея в виду значительные политические противоречия вокруг строительства газопроводной инфраструктуры. Однако даже половина проектов существенно расширит пространство и объемы международной торговли природным газом.

Таким образом, к 2030 году мы ожидаем, что доля СПГ подрастет как минимум до 15-16% и 40-50% соответственно. Это, очевидно, приведет к большей гибкости поставок и к увеличению перетоков газа между различными рынками, а значит, будет способствовать глобализации. В то же время газу вряд ли удастся к 2030 году существенно изменить нынешнее соотношение в мировом энергобалансе, что связано со значительной инерцией в сфере потребления.

ГЛАВА 2. ДОБЫЧА ГАЗА В РОССИИ

2.1 Анализ современного состояния добычи газа в России

По состоянию на 01.01.2014 г., добычу природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) осуществляют 259 добывающих предприятий, в том числе 113 входят в структуру нефтяных ВИНК, 132 являются независимыми добывающими компаниями, 14 входят в ОАО «Газпром».

Следует отметить, что в 2011 г. объем добычи в России составил 669 млрд. м3, при этом 99,9% это газа добывался Газпромом (табл. 2.1)

Таблица 2.1

Динамика добычи и экспорта газа в 2011 г. в России

млн. м3

ПоказателиЗа декабрь 2011 г.с начала 2011 годафактк соотв. периоду прошлого годафактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Добыча газа (всего)62954.3-591.999.1669675.218937.1102.9в т.ч. Газпром47942.2-1713.596.5508394.6-321.799.9Внутреннее потребление газа54770.2-3823.393.5496217.610948.1102.3

Внутреннее потребление газа в 2011 г. составило 496 млрд. м3.

В 2012 г. объем добычи в России также составил 654,4 млрд. м3, при этом 94,8% это газа добывался Газпромом (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Динамика добычи газа в 2012 г. в России

млн. м3

Показателиза декабрь 2012 г.с начала 2012 г.фактк соотв. периоду прошлого годаФактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Добыча газа (всего)65174.22219.9103.5654479.6-15195.697.7в т.ч. Газпром48635.5693.3101.4481778.6-26616.094.8Внутреннее потребление газа55664.5894.3101.6459640.1-36577.592.6Поставка российского газа за пределы России205051667.9108.9186859.1-17077.191.6

Внутреннее потребление газа в 2012 г. составило 460 млрд. м3.

В 2013 г. объем добычи в России составил 669,664 млрд. м3, при этом 94,8% это газа добывался Газпромом (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Динамика добычи газа в 2013 г. в России

млн. м3

Показателиза месяц 2013 г.с начала 2013 годафактк соотв. периоду прошлого годафактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Добыча газа (всего)64583.2-591.099.1669664.415184.8102.3в т.ч. Газпром47554.5-1081.097.8433656.6-48122.090.0Внутреннее потребление газа50192.9-5471.690.2456200.7-3439.499.3Поставка российского газа за пределы России22917.22412.2111.820056313703.9107.3

Внутреннее потребление газа в 2013 г. составило 456 млрд. м3.

В 2012 г. добыча газа составила 654,4 млрд. куб. м, что ниже уровня 2011 г. на 16,3 млрд. куб. м (-2,4 %).

В структуре добычи произошло уменьшение объема природного газа на 19,4 млрд куб. м (-3,1 %) при одновременном росте объема ПНГ на 3,1 млрд. куб. м (+6,1 %), соответственно доля ПНГ в добыче газа выросла с 7,7% (2011 г.) до 8,4%.

В структуре производителей 73,1 % добычи обеспечило ОАО «Газпром», добыча ВИНК составила 10,3 %, независимых компаний (включая ОАО «НОВАТЭК») - 12,6 % и СРП - 4,0 %.

Прирост добычи в 2012 г. показали ОАО «НОВАТЭК» (+3,1 млрд. куб. м, +11,2%), независимые производители (+3,1 млрд. куб. м, +6,5%), ВИНК (+2,7 млрд. куб. м, +4,2%) и операторы СРП (+1,6 млрд. куб. м, +6,4 %). Сокращение добычи газа наблюдалось только по ОАО «Газпром» (-26,9 млрд. куб. м, -5,3 %).

Следует отметить, что основными газодобывающими компании России является: "Газпром" ; Оао «Новатэк»; Оао «Нк «Роснефть».

«Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%. На «Газпром» приходится 15% мировой и 78% российской добычи газа. В настоящее время компания активно реализует масштабные проекты по освоению газовых ресурсов полуострова Ямал, арктического шельфа, Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также ряд проектов по разведке и добыче углеводородов за рубежом.

«Газпром» - надежный поставщик газа российским и зарубежным потребителям. Компании принадлежит крупнейшая в мире газотранспортная сеть - Единая система газоснабжения России, протяженность которой превышает 161 тыс. км. На внутреннем рынке «Газпром» реализует свыше половины продаваемого газа. Кроме того, компания поставляет газ в 30 стран ближнего и дальнего зарубежья.

В 2012 году объем доказанных запасов по международной классификации SEC вырос на 32%, до 12,4 миллиарда баррелей нефтяного эквивалента. Были приобретены 49% акций ЗАО «Нортгаз», владеющего лицензией на разработку Северо-Уренгойского месторождения, а также 82% в ООО «Газпром межрегионгаз Кострома», которое осуществляет поставки природного газа потребителям Костромской области. Были заключены новые контракты на поставку газа конечным потребителям, в том числе ряд рекордных по продолжительности контрактов на срок от 10 до 15 лет. В апреле 2012 года начата промышленная добыча на Самбургском месторождении, разрабатываемом в рамках совместного предприятия ООО «СеверЭнергия», в декабре в эксплуатацию введена вторая очередь месторождения.

«Роснефть» является одним из крупнейших в России независимых производителей газа. Доля газа в суммарной добыче углеводородов Компании составляет в настоящее время около 10%. При этом с каждым годом газовый сектор приобретает все большее значение для компании. Это обусловлено наличием у НК «Роснефть» значительных неразрабатываемых запасов газа, а также постоянным ростом рентабельности данного сектора на фоне растущих цен на газ. Потенциал «Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год.

По итогам 2012 года отмечается снижение общих показателей добычи газа: добыто 654 млрд. куб м, что ниже уровня 2011 года (670,8 млрд. куб.м). Это обусловлено следующими причинами:

-снижение спроса на газ из-за низкого темпа роста европейской экономики и мировой экономики в целом;

-недостаточное инвестирование в ключевые проекты добычи газа;

Существенное снижение добычи отмечено у ОАО «Газпром» в связи с:

-снижением спроса на внутреннем и внешних рынках (снижение поставки в страны Ближнего Зарубежья обусловлены снижением поставки прежде всего в Украину);

-ценовой политикой ОАО «Газпром» по сравнению с зарубежными конкурентами и конкурентами в России - независимыми производителями газа;

-ростом добычи нефтяными компаниями ПНГ.

Факторы, способствующие увеличению добычи в будущем:

-увеличения количества независимых производителей газа;

-разработка и запуск новых месторождений;

-дальнейшее строительство ниток газопровода «Северный поток»;

-реализация «Восточной газовой программы».

Следует отметить, что по итогам 2013 г. прирост добычи ПНГ в разрезе компаний составил:

-ОАО «ЛУКОЙЛ» на 1,1 млрд. куб. м (+15,2%), добыча за год ПНГ составила 8,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 78,6% до 87,5%;

-ОАО «ТНК-ВР Холдинг» на 0,7 млрд. куб. м (+5,8%), добыча за год составила 12,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа снизился с 83,1% до 82,8%;

-ОАО «Газпром нефть» на 0,6 млрд. куб. м (+17,1%), добыча за год составила 4,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 65,6% до 65,7%;

-ОАО «РОСНЕФТЬ» на 0,8 млрд. куб. м (+11,5%), добыча за год составила 7,9 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 51,1% до 51,2%;

-ОАО «Татнефть» на 0,1 млрд. куб.м (+6,9%), добыча за год составила 0,9 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 94,2% до 94,5%;

-ОАО НК «РуссНефть» на 0,2 млрд. куб. (+18,0%), добыча за год составила 1,2 млрд. куб. м, процент полезного использования попутного газа увеличился с 61,5% до 69,8%.

В 2012 г. коэффициент полезного использования ПНГ увеличился по сравнению с 2011 г. с 75,5% до 76,2%. Наивысший коэффициент полезного использования ПНГ, доведенный до 99,5%, отмечен на месторождении им. Ю. Корчагина (шельф Каспийского моря) (ОАО «ЛУКОЙЛ»).Источник и год

Основной задачей отрасли остается увеличение к 2015 г. полезного использования ПНГ до 95%.

Таким образом, добыча газа в РФ в 2012 году, по данным ЦДУ ТЭК, снизилась на 2,3% по сравнению с предыдущим годом и составила 655,007 миллиарда кубометров. Добыча газа в РФ в 2013 году выросла на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 668,024 миллиарда кубометров. Основными газодобывающими компании России является: "Газпром" ; Оао «Новатэк»; Оао «Нк «Роснефть». «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%.источник и год

Российская Федерация занимает лидирующее положение в мире по начальным суммарным ресурсам (НСР) газа, на ее долю приходится 248 трлн. куб. м (43,2% НСР на планете). Сегодня разведанные запасы газа оцениваются в размере 48 трлн. куб. м. Это означает, что степень разведанности НСР в стране в целом не превышает 25%. При этом на суше она равна 32,6%, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - всего 6,9 и 10,3%, соответственно. Опыт развития газовой индустрии СССР свидетельствует о том, что прирост запасов газа должен превышать уровень его добычи в 1,3-1,5 раза. Только при таких пропорциях воспроизводства ресурсной базы можно надежно обеспечить рост добычи газа в России до 2040 г.

Почти на 90% общероссийской добычи газа сосредоточено в Западной Сибири (Западносибирская НГП) (прилож. 1. табл. 1.1), в первую очередь в ЯНАО - свыше 80%. Наиболее крупные газодобывающие регионы Европейской части страны, на которую приходится порядка 7% общенациональной добычи - Оренбургская область (Волго-Уральская НГП), Астраханская область (Прикаспийская НГП), Республика Коми (Тимано-Печорская НГП). В последние годы начато освоение Охотоморской провинции.

В организационном плане добычи газа в России ведется четырьмя основными группами производителей (рис. 3.1):

-компаниями, входящими в Группу «Газпром» - крупнейшего в мире газового концерна, владельца ЕСГ и монопольного экспортера газа,

-независимыми производители газа («НОВАТЭК», «Сибнефтегаз» и др.),

-вертикально-интегрированными и независимыми нефтяными компаниями («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР и др.),

-операторами СРП.

Крупнейший производитель газа в России и в мире - концерн «Газпром», добыча которого, включая «Газпром нефть», составила в 2010 г. 513,9 млрд м3 (рис. 5). Из нефтяных компаний наибольший объем добычи газа приходится на «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР. Основные независимые производители газа - «НОВАТЭК» и «Сибнефтегаз».

Рис. 3.1. Добыча газа в России в 1999 - 2010 гг. по группам производителей

На протяжении последних 10 лет доля Группы «Газпром» в объеме добычи газа в России снизилась с 91,5 до 77,2% (рис. 6), что связано: с реализаций газодобывающих проектов независимых производителей газа и нефтяных компаний; увеличением добычи попутного нефтяного газа в условиях роста добычи нефти; ростом добычи газа в рамках проектов соглашения о разделе продукции; ухудшением позиций на международных рынках газа.

После непродолжительного периода наращивания добычи газа в 2003 - 2008 гг. в 2009 г. имело место ее обвальное падение, вызванное снижением внутрироссийского спроса и чрезвычайных обстоятельств, сложившихся на европейском газовом рынке в результате:

-сокращения спроса на газ в связи с глобальным финансово-экономическим кризисом;

-рекордного ввода мощностей по производству и регазификации сжиженного газа и агрессивной сбытовой политики поставщиков СПГ, прежде всего Катара;

-увеличения добычи сланцевого газа в США, что привело к переориентации части поставок СПГ на традиционный для России европейский рынок.

Рост добычи газа в 2010 г. обусловлен увеличением поставок на внутренний рынок, объем экспорта в Европу практически не изменился, оставшись на уровне 2009 г. Обязательства европейских клиентов «Газпрома» по отбору газа в 2010 - 2012 гг. снизились на 15 млрд м3.

Основной центр добычи газа Газпрома расположен на севере Западной Сибири - в Ямало-Ненецком автономном округе, где работают крупнейшие предприятия концерна - «Газпром добыча Надым», «Газпром добыча Ноябрьск», «Газпром добыча Уренгой», «Газпром добыча Ямбург», «Нортгаз», «ПУРГАЗ».

Добыча газа независимыми производителями в 2010 г. вышла на уровень 61,7 млрд м3 в год, что составляет около 9,3% всей добычи природного и попутного нефтяного газа в России, при этом прирост составил свыше 28,5%.

Крупнейшие независимые производители газа в России - «НОВАТЭК», «Сибнефтегаз», «Роспан Интернешионал». Функционирует ряд небольших региональных газодобывающих компаний - «Норильскгазпром», «Таймыргаз» (контролируются «Норильским никелем»), «Якутская топливно-энергетическая компания».

Ускоренное увеличение добычи газа независимыми производителями по сравнению с показателями «Газпрома» стало возможным благодаря следующим факторам:

·восстановлению спроса на внутреннем рынке, на который и ориентированы независимые поставщики, вследствие общего оживления экономики и промышленности;

·определенной либерализацией условий доступа к ЕСГ;

·наличием подготовленной сырьевой базы,

·гибкой системой принятия инвестиционных и маркетинговых решений, эффективным менеджментом.

Оценки потенциала сланцевого газа в России не проводились, но учитывая его дороговизну и высокую трудоемкость добычи, а также конкуренцию с располагаемыми ресурсами традиционного природного газа, вряд ли в перспективе до 2040 г. он сможет играть заметную роль в энергоснабжении страны.

Освоение арктического шельфа может дать существенный прирост разведанных запасов, но из-за больших трудностей и рисков их добыча может стать запредельно дорогой. Восстановление окружающей среды в этом регионе после деятельности добывающих компаний также может стоить колоссальных затрат. Все это требует тщательного рассмотрения и изучения, прежде чем переходить к широкомасштабному освоению арктических месторождений нефти и газа.

2.2 Структура добычи газа в России

В табл. 2.4 даны оценки извлекаемых ресурсов природного газа и экономические параметры их извлечения.

Основными месторождения газа в России являются:

-Заполярное;

-Сахалин-3;

-Русановское <#"justify">Таблица 2.4

Оценки извлекаемых ресурсов природного газа и технико-экономические показатели добычи газа

РегионКатегория ресурсовОбъем запасов, трлн. куб. мСебестоимость добычи, долл./1000 куб. м / годУдельные капиталовложения, долл./1000 куб. мУдельные затраты, долл./1000 куб. м / годЕвропейская часть РФПрикаспийский районI1500143455II15752972114III315057100177Прочие регионыI800174672II54254074129III1387586143257Урал и Западная СибирьI12900112946II171502372109III1275051143223Восточная Сибирь и Дальний ВостокЯкутияI500295797II7004386146III60086114223СахалинI500295797II8754386146III112586114223Иркутская обл.I1000294380II10754372129III22586100206Прочие регионыI5004357112II55072100192III150100200340Всего ресурсов-76925---

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение - месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1965 году. Расположено на территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский. Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн м³. Верхняя сеноманская залежь - примерно 2,6 трлн м³ газа, валанжинские горизонты - около 735 млрд м³ газа.

«Сахалин-3» - перспективный нефтегазовый проект на побережье острова Сахалин. В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря. Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м3 природного газа.

Русановское газовое месторождение - гигантское газовое месторождение России, расположено в Карском море. Открыто в 1992 году. Газоносность связана с терригенными отложениями танопчинской свиты неоком-аптского возроста. Месторождение содержит семь залежей конденсатсодержащего газа. Залежи на глубине 1,65 - 2,45 км. Месторождение пробурено 2 скважины. Начальные запасы 3,0 трлн. м3 природного газа.

Ленинградское газовое месторождение - гигантское газовое месторождение России, расположено в Карском море. Открыто в 1992 году. Газоносность связана с отложениями альб-сеноманского возроста. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ по составу сухой, метановый (от 91 до 99 %). Конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. Залежи на глубине 1,7 - 2,6 км. Начальные запасы 3,0 трлн. м3 природного газа.

Штокмановское (Штокманское) газоконденсатное месторождение - одно из крупнейших месторождений в мире. Открыто в 1988 году с борта судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получило своё название. Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. Разведанные запасы (2006) - 3,7 трлн куб. м газа и 31 млн т. конденсата.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение - крупнейшее месторождение полуострова Ямал. Бованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря, нижнее течение рек Сё-Яха, Морды-Яха и Надуй-Яха. Количество газовых промыслов на объекте - три. Общее количество скважин 743, количество кустов скважин - 56. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 грамма на кубический метр.

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) - месторождение газа, газового конденсата и нефти. Открыто в 1969 году. Расположено в Заполярной части Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне. Промышленная газоносность установлена в сеноманских и неокомских отложениях. Размеры ЯНГКМ - 170 на 50 километров. По данным Вниизарубежгеологии Ямбургское месторождение занимает третье место в мире по начальным извлекаемым запасам газа.

Заполярное ГНКМ (газонефтеконденсатное месторождение) расположено в 220 км. от Нового Уренгоя в ЯНАО. По запасам газа в международном рейтинге газовых месторождений Заполярное занимает пятое место. Общие запасы газа составляют более 3,3 трлн. куб. м. Верхняя сеноманская залежь - примерно 2,6 трлн. куб. м газа. Валанжинские горизонты - около 735 млрд. куб. м газа. Заполярное открыто в 1965 году.

Уренгойское месторождение природного газа - уникальное газовое месторождение, второе в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области России, немного южнее северного полярного круга. Имя дано по названию близлежащего населённого пункта - посёлка Уренгой. Впоследствии вблизи месторождения вырос город газовиков Новый Уренгой. Месторождение открыто в июне 1966, первооткрывательницей уренгойской структуры стала сейсмическая станция.

Таким образом, основными месторождения газа в России являются: Заполярное; Сахалин-3; Русановское <#"justify">2.3 Перспективы добычи газа в России

В ближайшие 20 лет в России появится ряд новых центров газодобычи: Ямальский (полуостров и прилегающий шельф Карского моря), Гы- данский, Красноярский, Иркутский, Якутский на суше и Баренцевомор- ский и Охотоморский на шельфе и др. В дальнейшем предполагается стабилизация достигнутого уровня (примерно до 2035 г.) и снова медленный рост, но уже за счет все более активной разработки нетрадиционных источников природного газа, прежде всего «плотного» и угольного, так как реальные ресурсы сланцевого газа в России относительно невелики (менее 10 трлн м3). Сопоставимость объемов добываемого традиционного (по современных критериям) газа и нетрадиционного (ПГ+УГ+СГ) будет достигнута в России примерно к 2060-2065 гг. В последней трети столетия лидерство, вероятно, перейдет к нетрадиционному газу, включая газогидраты суши и шельфа.

В настоящее время и на рассматриваемый период основным регионом добычи газа в России остается Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР) Западной Сибири, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения.

Добыча газа по региону в 2013 году составила порядка 86 % от суммарной добычи по России, в 2012 году - 85 %. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности уникальных месторождений региона (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское), снижением пластового давления на них, подъемом уровня газоводяного контакта (ГВК), длительным сроком работы оборудования. По состоянию на 01.01.2008 выработанность Медвежьего (сеноман) месторождения составляла 82,2 %, Уренгойского (сеноман) - 64,7 %, Ямбургского (сеноман) - 52,1 %. Характеристика основных действующих месторождений России приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Характеристика основных действующих месторождений России

ОбъектГод вводаМаксимальный отбор, млрд. м /годГод выхода на макс. отборОтбор в 2007 г., 3 млрд. мЗападная СибирьМедвежье197275,3198319,3Уренгойское (сеноман)1978276,2198784,4Вынгапуровское197820,419802,2Уренгойское (валанжин)198134,0198924,0Ямбургское (сеноман)1986174,21994109,9Ямбургское (валанжин)199114,1200613,8Юбилейное199221,3200420,0Комсомольское199331,2200230,1Зап. Таркосалинское199615,9200515,6Ямсовейское199722,3200722,3Ново-Уренгойское + В.Уренгойское (ач.свита)19983,120061,6Губкинское (сеноман)199915,3200115В. Таркосалинское (сеноман)199912,8200611,6Заполярное (сеноман)2001105,1200698,5Северо-Уренгойское (валанжин)20015,020103,4Вынгаяхинское20035,820045,1Ен-Яхинское (валанжин)20035,420075,4В. Таркосалинское (валанжин)20033,020053,0Ханчейское20035,220104,2Юрхаровское20039,620069,6Северо-Комсомольское20030,420040,4Еты-Пуровское200415,1200614,9Песцовое200427,0200727,0Вьюжное20050,120060,1Находкинское20058,320067,7Тарасовское20061,020060,7Южно-Русское200725,020091,3Береговое200710,520100,8Другие районы РоссииВуктыльское196819,219762,3Оренбургское197049,4198518,1Астраханское198712,0200712,0

Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях предусматривает проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа.

Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный» газ) на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. Следует отметить, что существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность компримирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям. Соответственно, требуется создание новых технологий добычи и использования «низконапорного» газа.

Дальнейшее развитие добычи газа в НПТР связано с разработкой глубоко- залегающих нефте- и конденсатосодержащих залежей, характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и многокомпонентными составами пластовой смеси. В связи с этим прогнозируется увеличение объемов добычи «жирного» газа и жидких углеводородов, что при отсутствии в регионе свободных мощностей по транспортировке и переработке жидких углеводородов может стать ограничивающим фактором для развития добычи газа на месторождениях.

Доля объемов добычи газа в НПТР прогнозируется в размере 54-57 % в 2020 году и 31-33 % в 2030 году от общей добычи по России.

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пластовой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов. Для их эффективной эксплуатации в трудных природно-климатических условиях необходимо обеспечить решение ряда сложных научно-технических задач в области строительства скважин, газопромысловых объектов и газопроводов в зоне многолетнемерзлых грунтов и морских месторождений, внедрения обеспечивающих сохранение окружающей среды новых технико-технологических решений. Все это потребует привлечения значительных объемов инвестиций.

Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноман-аптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения.

С целью минимизации экологических и социальных последствий освоения Ямала предусматривается осуществить ряд дорогостоящих мероприятий, среди которых можно выделить:

-соблюдение режимов освоения территорий, требующих сезонной регламентации при промышленном освоении;

-использование щадящих технологий и режимов работы в притундро- вых лесах и редколесье, а также на территориях со сложными геокриологическими условиями;

-применение инженерных решений, направленных на минимизацию и локализацию негативных экологических последствий развития промышленности на Ямале;

-охрана мест традиционного хозяйствования коренного населения;

-охрана мест обитания редких и исчезающих видов растений и животных, занесенных в Красную книгу России и Красную книгу ЯмалоНенецкого автономного округа;

-охрана археологических памятников, культовых мест и памятников культуры.

В этой связи предусматривается оптимизация технических и технологических решений в добыче и транспорте газа, снижающих капиталовложения и эксплуатационные затраты, включая использование безлюдных, энергосберегающих и экологически чистых технологий, вахтовый метод строительства и эксплуатации.

Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения:Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-

Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское. Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо- Каменномысского месторождения в период 2015-2017 гг.

Освоение ресурсов Обской и Тазовской губ осложняется негативными природно-климатическими условиями (тяжелая ледовая обстановка, короткий межледовый период, слабые, легко переносимые водой грунты, мелководье), отсутствием опыта строительства и эксплуатации объектов обустройства месторождений в аналогичных условиях.

Основные газоносные районы шельфа характеризуются крайне сложными природно-климатическими и инженерно-геологическими условиями, в том числе:

-наличием дрейфующего ледового покрова и его временной изменчивостью;

-возможностью вторжения тяжелых льдов и айсбергов из более северных районов;

-экзарацией дна ледовыми образованиями и другими факторами, требующими проведения специальных инженерных мероприятий при освоении месторождений шельфа.

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добычные возможности этих центров основываются на имеющихся подтверждённых запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счёт активного проведения геологоразведочных работ.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения:

-месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1, «Сахалин -2» и перспективные блоки «Сахалин-3-6»);

-Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));

-Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);

-Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи:

1.Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3-6».

2.Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, Тас- Юряхского, Верхневилючанского и других месторождений.

3.Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.

4.Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения.

Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые углеводороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32 %. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России.

В связи с наличием в составе газа ценных компонентов возникает необходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперерабатывающие и газохимические мощности для выделения из газа ценных компонентов и производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Кроме того, в связи с большой удалённостью месторождений от потенциальных потребителей потребуется сформировать в регионе газотранспортную систему большой протяжённости с соответствующей инфраструктурой, включая подземные хранилища газа и гелия.

Обеспечение прогнозной добычи газа в период до 2015 года в зоне ЕСГ будет осуществляться за счет действующих и вновь вводимых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе, расположенных вблизи действующей инфраструктуры, что предопределяет экономическую эффективность их первоочередной эксплуатации.

Объем добычи газа по действующим месторождениям принят в соответствии с утвержденными проектами разработки и их корректировками.

После 2014 года в зоне ЕСГ начинается эксплуатация месторождений в новых газоносных регионах Западной Сибири (полуостров Ямал, район Обской и Тазовской губ) и шельфа Баренцева моря (Штокмановское месторождение). Одновременно будет продолжаться ввод новых месторождений в Надым-Пур- Тазовском регионе.

Конкретные сроки ввода новых месторождений и динамика объемов добычи по ним будут определяться потребностью в ресурсах российского газа, исходя из следующих факторов:

?конъюнктуры внутреннего и внешнего рынка газа;

?инвестиционных возможностей недропользователей с учетом налоговой нагрузки, стоимости потребляемых отраслью ресурсов;

?проводимой государственной политики в области недропользования.

Кроме того, динамика объемов добычи будет уточняться по результатам предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» в соответствии с «Порядком подготовки и выдачи разрешений на доступ независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

При планировании развития МСБ газовой промышленности в Арктике и на Востоке страны в 2011-2035 гг. предусмотрена «пошаговая стратегия» освоения УВ-потенциала шельфовых областей:

ближняя перспектива: вначале разведка и освоение прибрежной части акваторий, прежде всего месторождений типа суша/море, в том числе перспективных площадей Тазовской и Обской губ (центр, север) до средних глубин и неокомских горизонтов (2,3-3 км), Присахалинского шельфа, Печорского моря;

средняя перспектива: поисково-оценочные работы на наиболее крупных, максимально перспективных площадях, умеренно удаленных от берега (Приямальский, Причерноморский и Прикамчатский шельф,на 20-40 км) для определения масштаба открытий месторождений, освоение которых возможно в краткие сроки;

дальняя перспектива: постановка масштабных поисково-разведочных работ во всем ареале открытого шельфа Западно-Арктического сектора морей на самых «выигрышных» объектах (в плане открытий и новых приростов разведанных запасов УВ).

Результататы исследований свидетельствуют, что основные неоткрытые ресурсы газа сосредоточены в апте, неокоме и средней юре арктических областей мегапровинции, включая Карское море. Среди газосодержащих прогнозируется открытие 3-4 сверхги- гантских (более 1 трлн м3, открытый шельф), 22-25 крупнейших и гигантских (0,1-1,0 трлн м3), 70-80 крупных (30-100 млрд м3) и многих сотен средних и мелких месторождений (одно- и многозалежных).

В окраинных районах Западно-Сибирского мегабассейна (западнее и восточнее НПТР) ожидается открытие преимущественно средних и малых по геологическим запасам месторождений типа Н/НГК-ГКН в Обь-Надымском междуречье и ГК/Г (ГКН) на востоке Пур-Тазовской НГО: юра, нефтегазоносная зона контакта (НГЗК), вероятно, доюрский комплекс.

Следует отметить, что в крупнейшей Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции наименее изученными и совершенно не освоенными остаются арктические области суши (полуострова Ямал и Гыдан) и шельф Карского моря, включая губы и заливы. В Ямальском регионе отработано свыше 80 тыс. пог. км профилей, в том числе - около 4800 пог. км региональных профилей МОВ ОГТ. Средняя плотность выполненных работ МОВ составляет 0,72 км/км2. Проведены региональные сейсмические работы по изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности акватории Обской губы и Карского моря.

-Установлено, что газовый потенциал недр всего Ямальского региона может быть оценен в 61-62 трлн м3 и, кроме того, 13,8 трлн м3 составляют геологические ресурсы в «пограничных» и плотных коллекторах («плотный» газ), в т.ч. суша Ямала - 22,5 трлн м3/4,5 трлн м3, шельфовые области - 39,1/9,3 трлн м3.

Нетрадиционные источники газа Ямальского региона представлены различными видами (газовые гидраты, газ плотных коллекторов, угольный газ), имеют широкое распространение как по площади, так и разрезу. Ресурсы гидратного газа в Ямальском регионе незначительны и имеют низкие перспективы промышленного освоения. Ресурсы,сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах, выделяются среди остальных видов нетрадиционных источников УВ как по величине, так и по близости к традиционным ресурсам. Их отличает наиболее высокий уровень технологической готовности к освоению.

Проведенные в 2010 г. геолого-ресурсные исследования, основанные на новейших моделях строения суши и шельфа Ямальского региона и уточнениях онтогенеза УВ в породах мела и юры, позволили расширить спектр оцениваемых геологических объектов, что привело к увеличению оценок геологических ресурсов УВ, освоение которых в ходе предстоящих ГРР будет продолжаться до 2040-2050 гг., а глубоких горизонтов (5,0-6,5 км) - и далее.

Таким образом, дальнейшее развитие добычи углеводородов в газовой отрасли России сопряжено с необходимостью: ввода в разработку и эксплуатации месторождений с многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания продуктивных пластов; создания новых мощностей по транспортировке и переработке газа и жидких углеводородов; создания производственной инфраструктуры и внедрения современных технологических решений и технологий в новых регионах добычи; реконструкции и технического перевооружения действующих объектов добычи газа и конденсата; В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

сжиженный газ экспорт природный

ГЛАВА 3. ЭКСПОРТ РОССИЙСКОГО ГАЗА

3.1 Анализ современного состояния экспорта российского газа

Экспорт газа в России в 2011 г. составил 204 млрд. м3. Главным экспортером газа за зарубежные рынки был ОАО «Газпром».

Таблица 3.1

Динамика экспорта газа в 2011 г. в России

(млн. м3)

ПоказателиЗа декабрь 2011 г.С начала 2011 гфактк соотв. периоду прошлого годаФактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Внутреннее потребление газа54770.2-3823.393.5496217.610948.1102.3Поставка российского газа за пределы России18837.1-2169.289.7203936.219988.1110.9

Экспорт газа в России в 2012 г. составил 187 млрд. м3. Главным экспортером газа за зарубежные рынки был ОАО «Газпром»

Таблица 3.2

Динамика экспорта газа в 2012 г. в России

млн. м3

Показателиза декабрь 2012 г.с начала 2012 г.фактк соотв. периоду прошлого годаФактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Внутреннее потребление газа55664.5894.3101.6459640.1-36577.592.6Поставка российского газа за пределы России205051667.9108.9186859.1-17077.191.6Экспорт газа в России в 2013 г. составил 201 млрд. м3. (табл. 3.3).

Таблица 3.3

Динамика экспорта газа в 2013 г. в России

млн. м3

Показателиза месяц 2013 г.с начала 2013 годафактк соотв. периоду прошлого годаФактк соотв. периоду прошлого года+/-%+/-%Внутреннее потребление газа50192.9-5471.690.2456200.7-3439.499.3Поставка российского газа за пределы России22917.22412.2111.820056313703.9107.3

По данным Федеральной таможенной службы, в январе-сентябре 2013 года экспорт газа из России увеличился по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 8.1% до 141.4 млрд куб. метров. При этом основной прирост был обеспечен третьим кварталом, когда экспорт газа увеличился в годовом сравнении на 27.6%.

Согласно данным ФТС, экспорт газа в 2013 году достиг рекордного значения (см. рисунок 3.1). Экспорт российского газа вырос по сравнению в 2012 г. на 10% и составил в 2013 г.205 млрд куб. м.

Рис. 3.1 Динамика экспорта газа из России в 2013 г.

Однако в данном случае следует делать поправку на то, что до 2012 года ФТС предоставлял данные по экспорту газа без учета стран Таможенного союза, и только с 2012 года стал учитывать торговлю с Республикой Беларусь и Казахстаном.Газпром также в своем отчете зафиксировал существенный рост продаж газа за рубежом, однако, в отличие от данных ФТС, объем продаж компании не был рекордным (см. рисунок 29).

Продажи компании за рубежом в январе-сентябре 2013 года увеличились по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 5.9% до 157 млрд куб. метров. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 15.7% до 118.5 млрд куб. метров, а в страны СНГ и Балтии снизился на 15.6% до 39.5 млрд куб. м

Экспорт в страны СНГ и Балтии был самым низким за 2012-2013 годы (см. рисунок 3.2).

Рис. 3.2 Динамика экспорта газа из России в страны СНГ и Балтии 2013

Это связано с резким сокращением спроса со стороны Украины (см. таблицу 3.4).

Таблица 3.4

Динамика экспорта газа из России в страны СНГ и Балтии

Страна01-09.2013 г., млрд. куб. мВ % к 01-09.2012 г.Украина18.19074.1Беларусь14.450101.0Молдова1.53070.8Литва2.08086.7Латвия0.81089.0Эстония0.450125.0Казахстан0.61098.4Южная Осетия0.020100.0Армения1.27097.7Грузия0.10050.0Итого39.51084.4

В то же время объем экспорта в страны дальнего зарубежья был одним из самых больших за последние годы. Основной прирост обеспечили три страны - Италия, которая увеличила покупку российского газа на 8.7 млрд куб. метров, Германия (на 4.7 млрд куб. метров) и Великобритания (на 3.22 млрд куб. метров).

Наибольший рост продаж наблюдалось в третьем квартале, когда их суммарный объем увеличился в годовом сравнении на 19.9%, в том числе в страны дальнего зарубежья - на 29.9%. Активизация продаж в третьем квартале обусловлена закачкой газа в газохранилища. В том числе, начала закачивать газ Украина для обеспечения зимнего транзита. Кроме того, сентябрь 2013 года был значительно холоднее в Европе, чем сентябрь 2012 года, что также подстегнуло продажи газа ОАО «Газпром» в страны Западной и Центральной Европы приведены в таблице 3.5

Таблица 3.5

Продажи газа ОАО «Газпром» в страны Западной и Центральной Европы

Страна01-09.2013 г., млрд. куб. мВ % к 01-09.2012 г.Г ермания29.500119.0Италия18.970184.2Турция19.35095.8Франция6.36099.4Финляндия2.59095.9Австрия3.88099.5Греция1.930107.2Нидерланды1.60072.7Швейцария0.270135.0Дания0.240120.0Великобритания8.620159.6Венгрия4.440120.0Польша7.760109.3Словакия3.660118.1Чехия5.10087.9Румыния0.94055.3Болгария2.080109.5Сербия0.630157.5Словения0.370123.3Босния и Г ерцеговина0.13065.0Македония0.03030.0Итого118.450115.7Источник: по данным Газпрома, РИА Рейтинг 2013

Таким образом, экспорт газа из России в 2011 вырос на 7% - до 196,862 миллиарда кубометров. Экспорт газа В 2013 г экспорт сократился на 3,6% - до 185,845 миллиарда. В 2013 г. увеличился на 10% - до 204,911 миллиарда кубометров. Продажи компании за рубежом в 2013 г. увеличились по сравнению с 2012 г. на 5.9% до 157 млрд. куб. метров. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 15.7% до 118.5 млрд. куб. метров, а в страны СНГ и Балтии снизился на 15.6% до 39.5 млрд. куб. м.

3.2 Особенности мирового рынка газа

Маркетинговая стратегия ОАО «Газпром» предусматривает диверсификацию источников экспортной выручки за счет расширения присутствия на перспективных рынках газа и увеличения объемов экспорта за счет выхода на новые, не доступные для трубопроводных поставок рынки.

В частности, среди приоритетов - наращивание объемов сжиженного природного газа (СПГ), а также, в рамках географической диверсификации, выход на рынки стран Северо-Восточной Азии и других стран АТР, в частности выход на рынок трубопроводного газа Китая.

Охват рынков экспортных трубопроводных поставок ОАО «Газпром» ограничен. Реализация СПГ может обеспечить ОАО «Газпром» значительное расширение спектра новых доступных рынков и возможность наращивания объемов экспорта. Данная стратегия предусматривает наращивание объемов экспорта СПГ как за счет реализации российских проектов, так и за счет участия в зарубежных.

В перспективе ОАО «Газпром» планирует реализацию новых проектов производства СПГ в России: предусматривается, что на Штокмановском месторождении будет организовано производство СПГ наряду с поставкой газа в Единую систему газоснабжения (ЕСГ).

Один из перспективных проектов ОАО «Газпром» - проект поставок природного газа в Китай. Газпром ведет работу по организации трубопроводного экспорта газа по двум коридорам поставки - «западному» и «восточному» - общим объемом до 68 млрд. м3. Проекты поставок по каждому из коридоров являются взаимодополняющими, поскольку ориентированы на удовлетворение спроса на газ на различных региональных рынках Китая [2, 3, 6, 7].

Основная угроза долгосрочной экспортной стратегии ОАО «Газпром» является рост конкуренции на европейском рынке.

Значительное изменение конъюнктуры европейского рынка газа, начавшееся в середине 2008 г., и дальнейшее повышение конкуренции связано с сочетанием нескольких факторов:

-падение спроса на газ в регионе в результате кризиса;

-рост добычи сланцевого газа в США, закрывший внутренний рынок страны для импорта и приведший к перенаправлению значительных объемов сжиженного газа в Европу;

-активные действия поставщиков СПГ, а также основных конкурентов ОАО «Газпром» на европейском рынке.

Добыча сланцевого газа в США нарушила планы ОАО «Газпром» на диверсификацию газового рынка Северной Америки за счет запасов нового Штокмановского месторождения и в 2009 году забрали у России пальму первенства крупнейшего мирового газодобытчика.

В результате этих событий в Европе произошли существенные изменения рынка. Например, сжиженный газ Катара (объем экспорта к 2012 году достиг до 100 млрд м3), прежде поставляемый в США, был переориентирован на Европу, в результате переизбыток предложения сформировал эффективный спотовый рынок, который уже оказывает значительное влияние на регуляцию газовых цен в Европе.

В настоящий момент эксперимент с добычей сланцевого газа проводится в Европе, надеющейся повторить опыт США. Потенциальные возможности сланцевого газа как энергоресурса являются предметом спора многих экспертов, которые пытаются прогнозировать ситуацию на рынке газа.

В Европе добыча сланцевого газа рассматривается в рамках программы энергетической независимости от российских поставок, цена на которые все время растет. Разведка месторождений сланцевого газа велась в Великобритании, Франции, Швеции, Германии, Австрии, Венгрии, Румынии и Украине. В начале 2011 года компания Royal Dutch Shell объявила о бесперспективности сланцевых месторождений в Швеции. Во Франции и Великобритании практически ведутся общественные слушания о наложении моратория на добычу сланцевого газа. В настоящий момент самыми перспективными считаются месторождения сланцевого газа, находящиеся в Польше, а также Украине.

Поглощение украинской газотранспортной системы GIE наряду с промышленной разработкой сланцевого газа в Польше и Украине может изменить расстановку сил на энергетическом рынке Европы, то есть минимизировать поставки ОАО «Газпром» в ЕС.

В результате роста производства сланцевого газа в США, снижения объема импорта, а также последующего обвала цен на газ в США, бывшие газовые потоки сжиженного газа, которые ранее предназначались для США, были перераспределены в регион с более высокими ценами, этим регионом, имеющим неэластичный спрос на газ, стала Европа.

Основными конкурентами ОАО «Газпром» на европейском рынке являются поставщики газа и СПГ из Норвегии, Нидерландов, Великобритании, Алжира, Катара, Нигерии и Ливии.

Традиционные экспортеры трубопроводного газа на европейский рынок в 2011 г. уменьшили объемы поставок. Так, поставки из Ливии по предварительным оценкам сократились на 7,8 млрд м3 (сокращение на 75,8%), из Алжира - на 5,2 млрд м3 (сокращение на 9,1%). В Ливии в результате военных действий газовая экспортная инфраструктура бездействовала с марта по октябрь 2011 г. Затем поставки по газопроводу Green Stream в Италию были возобновлены, но не в полном объеме.

Собственная добыча газа в европейских странах также упала и по предварительным оценкам составила около 288 млрд м3, что на 23 млрд. м3 (7,4 %) ниже уровня 2010 г. Падение собственной добычи в странах Европы объясняется как естественным сокращением запасов, так и возросшей конкуренцией на рынке. Так, в условиях более низких цен торговых площадок многим производителям газа для выполнения своих обязательств было выгоднее импортировать газ, чем добывать его. Производители СПГ из Катара и Нигерии нарастили объемы экспорта в Европу.

Появления продукта-заменителя, субститута, в виде СПГ будет оказывать значительное влияние на спотовый рынок Европы вплоть до момента насыщения рынка, то есть приведет к некоторому снижению цен на газ (10-25%) и ограничению влияния ОАО «Газпром» на рынок ЕС. В 2011 году увеличение потребления газа за счет отказа стран ЕС от АЭС изменило направление спроса, увеличило потребление газа и частично компенсировало снижение цены за счет импорта СНГ.

Естественным регулятором цен на газ в 2011 году для Азии стали землетрясения, благодаря природным катаклизмам, отказу от АЭС, увеличился импорт СНГ, а цены в азиатском регионе увеличились практически вдвое. Увеличение спроса на газ в Азии в 2011 году, опять стабилизировали цены в Европе за счет оттока поставок. По данным Bernstein Research, в целом, мировой спрос на СПГ в первом полугодии 2011 года показывает увеличение на 8,5%, до конца года эта цифра вырастет до 12%. Основными покупателями СПГ являются Великобритания, Япония, Южная Корея и Индия. Увеличение потребления СПГ в Европе свидетельствует о желании стран снизить влияние российского газа на свою экономику, поэтому, чем больше будет разница между трубным газом и сжиженным, тем больше страны будут ориентироваться на поставки сжиженного газа.

Ценовая неоднородность мирового газового рынка, безусловно, повлечет перераспределение газового ресурса. В ближайшие годы потребление газа будет расти в Азии за счет роста объема потребления и снижения запасов.

Газосланцевые потоки США после расширения газотранспортной инфраструктуры будут направлены, прежде всего, в Южную Америку и Азию, что повлечет увеличение предложения в Европе за счет перераспределенных газовых потоков, ранее направленных в Азию [2, 3, 6, 8-13].

В этих условиях проблема прогнозирования экспорта газа в Европу приобретает решающее значение для выбора направления инвестиций в отрасли экономики и оценки энергетической безопасности страны.

Рис. 3.3 Динамика фактических и прогнозируемых показателей экспорта газа в Европу

Потребления газа в Европе были использованы данные статистического сборника BP Statistical Review of World Energy June 2012. Для прогнозирования потребления газа в Европе оптимальными моделями являлись полиномиальная модель второй степени (рисунок 4) и модель экспоненциального сглаживания (метод Брауна) (рисунок 5).

Рис. 3.4. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребления природного газа в Европе (полиноминальная модель)

Рис. 3.5. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребление природного газа в Европе (модель экспоненциального сглаживания - метод Брауна)

Уравнение корреляционной полиномиальной модели второй степени имеет вид y = - 0,116x2 + 470x - 476486. Коэффициент детерминации R2 равен 0,97, что показывает высокую долю вариации результативного признака, находящегося под воздействием изучаемого фактора.

Из анализа полученных результатов следует, что в течение последующих 5 лет с 2013 г. по 2018 г. Объём экспорта газа в Европу будет расти и к 2018 году вырастет на 7,8 % и составит 166,9 млрд м3, потребление газа в Европе также будет расти и к 2018 году вырастет в среднем на 3,9 % и составит 521,5 млрд м3.

Динамика потребления газа в России анализировалась за период 1997-2011 гг. В качестве исходных данных для построения модели и выполнения прогноза потребления газа в России были использованы данные статистического сборника BP Statistical Review of World Energy June 2012. Для прогнозирования потребления газа в России оптимальной моделью являлась линейная модель (рисунок 6). Уравнение корреляционной линейной модели имеет вид y = 5,8976x - 11433. Коэффициент детерминации R2 равен 0,863, что показывает высокую долю вариации результативного признака, находящегося под воздействием изучаемого фактора.

Рис. 3.6. Динамика фактических и прогнозируемых показателей потребление природного газа в России (линейная модель)

Таким образом, согласно прогнозам экспертов, в том числе Международного энергетического агентства (МЭА), без значительных дополнительных капиталовложений в разведку, освоение и эксплуатацию месторождений в течение нескольких последующих лет, объемов добычи российского газа может не хватить для обеспечения внутреннего спроса и экспорта. Перед Россией все острее будет стоять задача выбора между поставками газа на внутренний или внешний рынок. По оценкам экспертов, на протяжении последующих двух десятилетий России необходимо будет инвестировать в среднем 11 млрд. долл. в год, чтобы ввести в эксплуатацию новые месторождения и модернизировать и обслуживать газовую инфраструктуру. Эти данные свидетельствуют о том, что финансово-экономические возможности страны не позволяют непрерывно увеличивать объемы добычи сырья для необходимого среднегодового роста ВВП в 5-10%. Нельзя обеспечить устойчивый экономический рост без сокращения энерго- и топливоемкости ВВП. Инвестиции в энергоэффективность в 3-5 раз продуктивнее, чем вложения в добычу углеводородов. Энергоэффективные технологии могут принести ежегодную экономию газа в объеме до 100 млрд м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения выпускной квалификационной работы получены следующие результаты:

. Доступные в разработке запасы газа в мире выглядят значительно, а развитие технологий добычи и транспортировки как по трубам, так и в виде СПГ, создает хорошие предпосылки для безопасного и надежного удовлетворения роста спроса. По соотношению цены, доступности, потребительских свойств и экологичности газ значительно опережает все ныне известные энергоресурсы. И его доля в мировом энергобалансе существенно недооценена в связи с инерционностью развития инфраструктуры потребления, а также политическими рисками, которые были связаны с тем, что основные запасы газа были сосредоточены всего в двух регионах - России и Персидском заливе.

. Всего примерно 440 млрд. кубометров газа в настоящее время участвует в трансрегиональной или глобальной торговле газом, то есть не более 14%. Высокий уровень регионализации связан в значительной степени с тем, что темпы роста доли СПГ в общем балансе потребления газа пока недостаточны. Сейчас этот более гибкий вариант снабжения газом занимает всего 10% спроса и 30% в объеме экспортно-импортных операций. К 2030 году мы ожидаем, что доля СПГ подрастет как минимум до 15-16% и 40-50% соответственно. Это, очевидно, приведет к большей гибкости поставок и к увеличению перетоков газа между различными рынками, а значит, будет способствовать глобализации.

. Газовый рынок в ближайшие 20 лет будет развиваться динамично и последовательно, но в целом достаточно умеренно (около 1,5% в год). Главные точки роста добычи будут находиться на Ближнем Востоке (прирост свыше 600 млрд. кубометров) и в АТР (свыше 300 млрд.), где основными локомотивами будут выступать Китай и Австралия - лидер роста потребления газа и в скором будущем крупнейший экспортер СПГ.

. Добыча газа в РФ в 2012 году, по данным ЦДУ ТЭК, снизилась на 2,3% по сравнению с предыдущим годом и составила 655,007 миллиарда кубометров. Добыча газа в РФ в 2013 году выросла на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 668,024 миллиарда кубометров. Основными газодобывающими компании России является: "Газпром" ; Оао «Новатэк»; Оао «Нк «Роснефть». «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%.

5. Основными месторождения газа в России являются: Заполярное; Сахалин-3; Русановское <#"justify">6. Дальнейшее развитие добычи углеводородов в газовой отрасли России сопряжено с необходимостью: ввода в разработку и эксплуатации месторождений с многокомпонентными составами пластовой смеси и сложными горно-геологическими условиями залегания продуктивных пластов; создания новых мощностей по транспортировке и переработке газа и жидких углеводородов; создания производственной инфраструктуры и внедрения современных технологических решений и технологий в новых регионах добычи; реконструкции и технического перевооружения действующих объектов добычи газа и конденсата; обеспечения решения проблем извлечения остаточных запасов газа («низконапорный газ») на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи. В предстоящие 25 лет наибольшие объемы капитальных затрат и ГРР в физическом выражении должны быть проведены в континентальных областях России (Сибирь и Дальний Восток), а относительно невысокие приросты новых запасов УВ по регионам суши - компенсироваться значительными открытиями и приростами на шельфе.

7. Экспорт газа из России в 2011 вырос на 7% - до 196,862 миллиарда кубометров. Экспорт газа В 2013 г экспорт сократился на 3,6% - до 185,845 миллиарда. В 2013 г. увеличился на 10% - до 204,911 миллиарда кубометров. Продажи компании за рубежом в 2013 г. увеличились по сравнению с 2012 г. на 5.9% до 157 млрд куб. метров. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 15.7% до 118.5 млрд куб. метров, а в страны СНГ и Балтии снизился на 15.6% до 39.5 млрд куб. м.

. Согласно прогнозам экспертов, в том числе Международного энергетического агентства (МЭА), без значительных дополнительных капиталовложений в разведку, освоение и эксплуатацию месторождений в течение нескольких последующих лет, объемов добычи российского газа может не хватить для обеспечения внутреннего спроса и экспорта. Перед Россией все острее будет стоять задача выбора между поставками газа на внутренний или внешний рынок. По оценкам экспертов, на протяжении последующих двух десятилетий России необходимо будет инвестировать в среднем 11 млрд. долл. в год, чтобы ввести в эксплуатацию новые месторождения и модернизировать и обслуживать газовую инфраструктуру. Эти данные свидетельствуют о том, что финансово-экономические возможности страны не позволяют непрерывно увеличивать объемы добычи сырья для необходимого среднегодового роста ВВП в 5-10%. Нельзя обеспечить устойчивый экономический рост без сокращения энерго- и топливоемкости ВВП. Инвестиции в энергоэффективность в 3-5 раз продуктивнее, чем вложения в добычу углеводородов. Энергоэффективные технологии могут принести ежегодную экономию газа в объеме до 100 млрд м3.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года [Электронный ресурс] // Интернет-портал сообщества ТЭК: сайт. - URL: #"justify">.Аналитический бюллетень. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы

.Булаев, С.А. Газопровод «Южный поток»: задачи, инновации, перспективы / С.А. Булаев // Вестник Казан. технол. ун-та. - Казань. 2013. - №5. - С.236-240.

.Булаев, С.А. Сжигание попутных нефтяных газов. Анализ прошлых лет и государственное регулирование / С.А. Булаев // Вестник Казан. технол. ун-та. - Казань. 2013. - №1. - С.202-204

.Взгляд» деловая газета [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"justify">.выпуск №12. - итоги января-сентября 2013 года. - М, 2013. - 36 с.

.Газпром - URL: #"justify">.Газпром в вопросах и ответах 2011 [Электронный ресурс] // ОАО «Газпром»: сайт. - URL: #"justify">.Горная промышленность [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"justify">.Деловая газета «Взгляд» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"justify">.Ивантер В.В., Ксенофонтов М.Ю. Концепция конструктивного прогноза роста российской экономики в долгосрочной перспективе // Проблемы прогнозирования. 2012. № 6. - С. 14-16

.Коржубаев А.Г. Газ вне доступа: Перспективы использования попутного газа захва-тывающи. Однако нефтяные компании по-прежнему предпочитают его сжигать // Эксперт-Сибирь. - 2012. - № 32. - С. 18-20, 22.

.Коржубаев А.Г. Попутный газ: проблемы и перспективы // ЭКО. - 2012. - № 5. - С. 51-59.

.Корпоративная брошюра «Газпромэкспорт 2011» [Электронный ресурс] // ОАО «Газпром»: сайт. - URL: #"justify">.Маркетинг газа в Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе [Электронный ресурс] // ОАО «Газпром»: сайт. - URL:#"justify">.Маркетинг газа в СНГ и странах Балтии [Электронный ресурс] // ОАО «Газпром»: сайт. - URL: #"justify">17.Министерство экономического развития РФ. Сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года. Москва, апрель 2012 Режим доступа:#"justify">.Минэнерго России. - URL: #"justify">.Мировой рынок газа: иллюзия или реальность: аналитический доклад. - М.: Фонд энергетической безопасности, 2012. - 31 с.

.Недра России. Т. 1. Полезные ископаемые. Санкт-Петербургский горный институт (технический университет). СПб.-М., 2011. - 214 с.

.Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Проблемы и перспективы развития российской энергетики на пороге XX века // Проблемы прогнозирования. 2014. № 4. - С. 45-51

.Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Прогнозные оценки развития топливно-энергетического комплекса России до2030 года (Сценарный подход). ИНП РАН. М., 2007.

.Потенциал возобновляемых источников энергии в России. Существующие технологии. Аналитический обзор. Российско-Европейский Технологический Центр. 2012. - 126 с.

.Российская газета. 9 августа 2012. № 182. С. 2-4

.РСМД [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"justify">.Синяк Ю.В. Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы / Ю.В. Синяк // Проблемы прогнозирования, 2013. т.№1. - С. 4-21

.Скоробогатов В.А. Новые достижения в области развития минерально-сырьевой базы газонефтедобычи России / В.А. Скоробогатов // Терриория Нефтегаз. 2013. - № 3. - С. 59-60

.Сланцевый газ, мифы и перспективы мировой добычи [Электронный

29.ФНЭБ. [Электронный ресурс]. Режим доступа: #"justify">30.Энергетический бюллетень. - 2014. № 9. URL: #"justify">31.Энергоэффективность в России: скрытый резерв. Мировой банк. Электронный ресурс Режим доступа. #"justify">.Энергоэффективность и ресурсосбережение - основы энергобезопасности Свердловской области // ИТАР-ТАСС Урал: сайт. - URL: #"justify">.BP Energy Statisctis. 2012. - 121 с.

34.BP Statistical Review of World Energy June 2013 - URL:#"justify">.Eurostat - URL: #"justify">.#"justify">.International Energy Agency. «World Energy Outlook 2011. Are We Entering a Golden Age of Gas?». - 124 р.

.LNG Report 2013. URL: #"justify">39.nord-news информационное агентство [Электронный ресурс].- Режимдоступа:#"justify">40.Shale Gas Russia [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"justify">41.U.S. Energy Information Administration. International Energy Outlook 2011. - 98 р.

.USGS. Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle. #"justify">ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Таблица 1.1.

Добыча газа в России в 2009 - 2010 гг. по регионам (с учетом сжигания ПНГ в факелах)

Приложение 2

Таблица 2.1.

Прогнозные технологические показатели разработки новых месторождений

ОбъектМакси мальный отбор, млрд. м3/годПери од вводаскважин, шт.УКПГ, шт.ДКСколичество ГПА, шт.мощность, МВтНПТРУренгойское (ач. свита)16,22008 2015177419120Ныдинская пл.2,0200917136Песцовое (валанжин)1,2201115114Западно-Песцовое (сеноман)2,0200917--Харампурская группа20,02013 2016145672Кынско-Чассельская группа7,12012 20164911040Пякяхинское3,72010 2013341220Группа Парусовых месторождений (Северо-Парусовое)12,02017 202149--Пырейное (сеноман)1,72010 2018161624Самбургское9,02010 2015991696Олимпийский уч.3,42012 2016341224Термокарстовое1,52014 202110128Северо-Губкинское2,02009 2010401416Южно-Мессояхское4,12011 2021291220Ево-Яхинское1,22013 201612124Хальмерпаютинское6,22013 2022621531.5Яро-Яхинское8,02015 20209911664Район Обской и Тазовской губСеверо-Каменномысское15,32015 2018241375Каменномысское23,32019 20213914100Семаковское + Адерпаютинское17,72023 2024351375Антипаютинское (суша+море)18,02025 2027351375Др.мест-я Обской и Таз. губ (Южно-Обский участок)9,3 - 11,72025 202926-311250Шелы) Баренцева моряШтокмановское71,9 - 95,6201356-723-418-28450-700

Приложение 3

Таблица 3.1

Прогноз добычи газа по регионам России, млрд. м

Показатели2006 факт2007 факт20082009201020112012201320142015202020252030Добыча газа656,2654,0678,0699,6716,9738747- 779763- 804767- 827781- 845850- 941871- 974876- 981Предприятия газовой промышленности607,1603,6629,5651,8674,5696705- 737722- 763726- 787741- 805813- 904834- 938840- 945ЕСГ (предприятия газовой промышленности)599,8591,8617,0635,1651,8667669- 701683- 724685- 745697- 761736- 827748- 852751- 856Западная Сибирь565,1557582,0600,0617632633- 665628- 672615- 676624- 688629- 707631- 712637- 719Надым-Пур-Таз561,8553,9579,0597,0614,1621600- 616579- 601554- 576543- 565483- 504387- 424282- 328Обская и Тазовская губы0-420-2551-5675Ямал, суша830-4646-6958-9778-116124- 177187- 236250шельфовая зона Ямала030-65Томская область3,3ЗД3,03,02,933333111Европейская часть России34,734,835,035,134,9363652-567073108- 120116- 140114- 137Шельф Баренцева моря12242459-7172-9572-95Шельф Каспийского моря126-9913151515Прочие регионы34,734,835,035,134,93535353737343027ЕСГ (предприятия нефтяной промышленности)49,050,448,547,842,44242414140373636В. Сибирь + Д. Восток7,411,812,516,722,7293639414477-10887-11889-121