Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
151
отдельных контрактов не связаны между собой. Единой, унифицированной цены на газ в это
время не существует. Контрактная цена газа может расти вследствие перехода к освоению
более труднодоступных месторождений и монопольной организации самого рынка.
По мере перехода на стадию интенсивного развития рынка происходит смена
доминирующей формулы ценообразования и видов контрактов.
Расширяя зону своего применения, газ вступает в конкуренцию с другими
энергоносителями в различных сферах конечного потребления. По мере формирования
газовой инфраструктуры и захвата новых сегментов рынка появляется возможность
установления единых цен на газ. Чтобы иметь долгосрочные конкурентные преимущества,
его цена должна адекватно соотноситься с ценами альтернативных ему энергоносителей.
Поэтому на этом этапе широко начинают применяться различные «формулы привязки»,
исходя из цен на заменители газа в конкретных сферах потребления (нефтепродукты, уголь,
электроэнергия).
Привязка цен на газ к ценам других энергоресурсов сдерживает рост газовых цен.
Устанавливаемые и далее на индивидуальной основе по формуле «цена+», они имели бы
тенденцию к дальнейшему росту в связи с ухудшением природных условий новых
месторождений. Отсутствие конкуренции и недиверсифицированные поставки не
стимулировали применение достижений НТП для снижения затрат на добычу и
транспортировку газа, так как цена всегда покрывала издержки, налоги и обеспечивала
приемлемую прибыль.
Использование «формулы привязки» в качестве механизма формирования цен на газ
позволяет также сглаживать ценовые колебания на рынке энергоресурсов, к которым
привязываются цены на газ, и переносить их на рынок газа с лагом запаздывания (беря,
например, за основу усредненные значения цен альтернативных газу энергоресурсов за
период нескольких месяцев, предшествующих расчетной дате). Такой механизм
ценообразования создает дополнительные ценовые стимулы для расширения спроса на газ в
период повышающейся ценовой конъюнктуры на рынке нефти, когда цены на газ растут
вдогонку за ценами на нефть, но не опережают их. Но цены на газ могут оказаться выше цен
на конкурентные нефтепродукты в период понижения цен на рынке нефти.
По мере развития рынка газ завоевывает оптимальную для себя нишу, определяемую
зоной его конкурентных преимуществ. Наращивание предложения газа ведет к усилению
конкуренции, развитию инфраструктуры газоснабжения и появлению множественности
поставщиков и путей доставки газа на рынок (реализация концепции «множественности
путей доставки» как механизма снижения риска поставки) и росту объемов спотовой
торговли, ведущей на рынке избыточного предложения к дальнейшему снижению цен
(краткосрочные контракты как механизм снижения ценового риска для потребителей).
Однако массовый переход к краткосрочным контрактам как доминирующей форме
соглашений между поставщиками и потребителями станет возможен только тогда, когда
завершится формирование базовой инфраструктуры. До этого преждевременный отказ от
долгосрочных контрактов в пользу краткосрочных ведет к увеличению рисков
финансирования крупномасштабных инвестиционных проектов в газовой отрасли и
перекладыванию этих повышенных рисков на производителей газа, для которых, таким
образом, резко возрастают финансовые издержки реализации таких проектов.
На стадии интенсивного развития рынка монопольная форма его организации
утрачивает возможности эффективного развития и уступает место конкурентной
организации рыночного пространства, нацеленной на снижение издержек и повышение
эффективности во всех звеньях «энергетической (газовой) цепочки». На этой стадии
краткосрочные и разовые сделки начинают преобладать, создавая предпосылки для
организации биржевой торговли «бумажным» газом (биржевыми газовыми контрактами) –
алгоритм, аналогичный к переходу к биржевой торговле на рынке нефти. Однако сохранятся
и долгосрочные контракты, ценовая формула которых будет привязана к биржевым
котировкам. На стадии зрелого рынка конкурентное ценообразование происходит в рамках
152
пары «газ–газ»: «газ – конкурирующий (альтернативный) с газом энергоноситель». Цены на
зрелом конкурентном рынке будут иметь тенденцию к снижению. Конкурентные
преимущества на таком рынке будут у производителей, которые смогут еще быстрее
снижать издержки и глубже проникать на рынок конечного потребления, где цены наиболее
высоки.
В иллюстративных целях в табл. 2.16, 2.17, 2.18, 2.19 приведены цены на газ в
различных регионах и странах.
Таблица 2.16
Импортные цены на газ в Европе (на границе стран) в 2000–2001 гг. долл./тыс м
3
Импортер Экспортер Сент. 2000 г. сент. 2001 г.
Великобритания Северное море 104,10 123,95
Германия
Норвегия 101,34 122,37
Россия 100,01 121,40
Нидерланды 102,10 122,85
Франция
Нидерланды 98,68 119,70
Россия 99,97 120,42
Норвегия 98,67 119,70
Алжир 100,71 122,00
Венгрия
Германия 100,96 127,49
Россия 100,50 126,87
Италия
Нидерланды 99,95 121,11
Алжир 99,57 120,68
Россия 100,43 121,72
Источник: Аргус Петролеум
Таблица 2.17
Средние цены на газ в странах Европейского Союза (долл./тыс м
3
) [6]
Год 1985 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Цена
газа
137,9 101,5 114,5 99,4 91,1 80,6 85,3 87,5 95,4 81,4 66,2 117,0 150,8 124,9 158,4 164,2 226,1
Таблица 2.18
Цены на сжиженный природный газ в Японии, долл./тыс м
3
[6]
Год 1985 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Цена 188,3 131,0 143,6 130,3 126,7 114,5 124,6 131,8 140,8 109,8 113,0 169,9 167,0 153,7 186,5 217,8
Таблица 2.19
Цены на газ в США и Канаде (долл./тыс м
3
) [6]
Годы 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
США 59,0 53,6 63,7 76,3 69,1 60,8 99,4 91,1 74,9 81,7 152,3 146,5 119,9 202,7 210,6 316,4
Канада* 37,8 32,0 35,3 60,8 52,2 32,0 40,3 49,0 51,1 72,0 135,0 130,0 92,5 173,9 181,1 261,0
* пров. Альберта
Цена на природный газ в США в 70–80-е годы (цена на устье скважины) держались в
среднем на уровне 52 долл./тыс м
3
, в 90-е годы – 73,4 долл./тыс м
3
, в период 2000–2002 гг.
составила 139,5 долл./тыс.м
3
, в 2003 г. – 202,7 долл./тыс.м
3
, 2004 г. – 210,6 долл./тыс.м
3
,
2005 г. – 316,4 долл./тыс.м
3
. На Нью-Йоркской бирже цены на природный газ (для
потребителей) доходили в 2003 г. до 330 долл./тыс м
3
, в 2004 г. – до 400 долл./тыс. м
3
, а в
2005 г. – зашкаливали за 500 долл./тыс.м
3
. По прогнозу Департамента информации
Министерства энергетики США цена природного газа в США в 2020 г. составит 160
долл./тыс. м
3
(в ценах 2002 г.) или 306 долл./т в текущих ценах, однако уровень фактических
цен в 2005 г. уже превзошел этот уровень.
Цены на газ, естественно, зависят от цен на нефть. Но как показывает опыт, цены на газ
реагируют на изменение цен на нефть с запаздыванием примерно на год. В этой связи ряд
экспертов высказывают мнение, что ожидаемое снижение цен на нефть в 2007–2008 гг.
вызовет снижение цен на газ в 2008–2009 гг.
153
2.9. Американский газовый рынок
Американский газовый рынок является самым крупным и «старым» из газовых рынков
мира. Здесь еще с 1985 г. начался процесс либерализации и в настоящее время американский
газовый рынок – наиболее открытый из всех газовых рынков [116].
Особенностью американского газового рынка является необычайная пестрота его
участников и субъектов, позволяющая учитывать интересы компаний по добыче,
транспортировке и хранению газа и многочисленных потребителей. На американском
газовом рынке уживаются гиганты (вертикально интегрированные компании) и
сравнительно небольшие специализированные газовые компании, владельцы
газотранспортных сетей, хранилищ, газораспределительных компаний, различные
потребители, представляющие коммунальный сектор, предприятия сферы услуг,
промышленных потребителей и электроэнергетику. Основная форма продажи газа –
краткосрочные контракты. На американском газовом рынке существует система учета
качества газа, осуществляется мониторинг объемов прокачки газа по газопроводам и
распределительным сетям, причем эта информация является публичной. Цены на газ в США
формируются на основе спроса и предложения на спотовом рынке (рынке разовых сделок) и
меняются почти каждый день. Для каждой категории потребителей на газовом рынке США
складывается свой уровень цен, что объясняется особенностями спроса на газ по сравнению
с другими энергоносителями в различных секторах экономики. Помимо цен на газ по штатам
и различным категориям потребителей существуют цены на газ на устье скважины, цены на
газ местных газораспределительных компаний (цена газа на промысле плюс стоимость
транспорта до пункта сбора газораспределительной компании).
Американский газовый рынок имеет огромную газотранспортную систему (334 тыс. км
промысловых и магистральных газопроводов), а также отводов газораспределительных сетей
общей пропускной способностью 3,34 млрд м
3
/день. Газотранспортная система США
постоянно обновляется и расширяется (несколько десятков проектов реконструкции
действующих и строительства новых газопроводов в год).
В структуре энергобаланса США газ составлял в 2005 г. 23% [117].
Разведанные запасы природного газа в США оценивались на конец 2004 г. в
5,29 трлн м
3
, что составляло 2,9% общемировых запасов газа. Согласно американской
статистике, в последние 5 лет среднегодовой прирост запасов составлял 0,085 трлн м
3
. При
этом на доказанные запасы приходилось только 14% всех потенциальных (по американской
терминологии «технически извлекаемых») запасов, которые оцениваются в 36,3 трлн м
3
.
Можно сказать, что США обеспечены природным газом на многие годы вперед.
Достоверные запасы газа стабильно повышались на протяжении 1960-х годов и слегка
снижались в течение 1970-х годов, когда разведка и разработка новых месторождений
газодобывающими компаниями велись по сокращенной программе. Эта тенденция резко
изменилась, когда промысловые цены на газ перестали регулироваться правительством, и с
тех пор уровень доказанных запасов стабилизировался. В настоящее время ежегодная
добыча природного газа в США превышает валовой прирост достоверных запасов, иными
словами, газа расходуется больше, чем разведывается. Тем не менее, достоверных запасов
газа хватит примерно на 10 лет его добычи при сегодняшних ее темпах.
Считается, что морские шельфовые месторождения, расположенные вблизи побережья
США, содержат большие количества нефти и газа. Достоверные запасы газа этих
месторождений, которые по состоянию на 2003 г. оценивались в 1,18 трлн. м
3
, составляют
более 20% от всех запасов газа в США. Более двух третей открытых к 2000 г. газовых
месторождений расположены в Техасе и акватории Мексиканского залива. В настоящее
время бурно развивается технология морского глубоководного бурения. Большие успехи
достигнуты в технологиях прокладки промысловых транспортирующих и магистральных
газопроводов, доставляющих газ от морских скважин на перерабатывающие установки на
суше. Тем не менее, добыча газа на шельфе продолжает оставаться весьма дорогостоящей.
О каких-либо существенных запасах нефти и газа на Аляске не было известно вплоть
154
до конца 1960-х годов, когда открыли гигантское месторождение нефти в Прадхо-Бей.
Достоверные запасы сопутствующего природного газа на этом месторождении в 2000 г.
оценивались в 270 млрд. м
3
. Однако большая часть добываемого газа снова закачивается в
пласт, чтобы поддерживать давление, необходимое для поступления нефти из скважин.
Помимо достоверных запасов природного газа в Америке ведется разведка новых
месторождений, а также расширяются уже известные месторождения за счет определения
геологами новых границ продуктивных зон. Правительственные учреждения и различные
организации газовой промышленности проводят оценки этих потенциальных ресурсов
природного газа. Комитет по потенциальным запасам газа разработал критерии для оценки и
классификации ресурсов газа, а именно, обнаруженный и необнаруженный газ.
Обнаруженный газ в вероятных запасах представляет собой газ, находящийся в уже
известных залежах, который предполагается получить за счет расширения границ этих
залежей в установленной продуктивной зоне в ходе дальнейших изысканий.
Возможные запасы – предполагаемые количества газа, существование которого
связано не с известными месторождениями, но с определенными продуктивными пластами.
На наличие таких запасов указывают отображения объектов и протяженности известного
газоносного пласта на менее исследованные территории. Типы ловушек и/или структурных
элементов залегания могут быть аналогичными или несколько отличаться. Возможные
запасы – это ожидаемые запасы, которые могут быть обнаружены во вновь открытых
месторождениях на этих объектах и протяженностях. Оценка вероятных и возможных
ресурсов природного газа в США составляет 7,61 трлн м
3
(на 2003 г.), из которых несколько
менее половины находится на суше 48 штатов (исключая Аляску).
Предполагаемые запасы – категория запасов, которые предполагается найти в
газоносных пластах или провинциях, еще не установленных как продуктивные. Для более
или менее надежной оценки таких неизвестных запасов разрабатываются геологические
аналогии. Предполагаемые запасы прогнозируются на основе данных об открытых новых
залежах и новых месторождениях. Поскольку для их точного определения необходимо
проведение дополнительных буровых работ и тестирование скважин, существует некоторая
неопределенность с их подсчетом. Согласно оценке, предполагаемые ресурсы природного
газа составляют 6,28 трлн м
3
, 81 % которых сосредоточены в сухопутных месторождениях.
Приведенные выше оценки ресурсов природного газа не включали морские
глубоководные месторождения. С их учетом недоказанные ресурсы газа акватории США
оцениваются в 11,5 трлн м
3
(на 2005 г.), что превышает предыдущие оценки на 12%. Из этой
величины примерно 6,6 трлн м
3
приходится на акваторию Мексиканского залива и 3,45 трлн.
м
3
– на акваторию Аляски.
Самая большая категория недоказанных ресурсов, оцениваемая в 12,59 трлн м
3
, – это
нетрадиционные ресурсы природного газа, 71% которых находится в низкопроницаемых
ловушках песчаников.
В течение последних 20 лет запасы газа в нетрадиционных месторождениях повысили
свой статус от «скромных надежд начала 1980-х» до одного из главных источников добычи
природного газа. За это время метан угольных пластов и газ битуминозных сланцев,
превратились из предмета научных исследований в значительную составляющую поставок
природного газа. Ожидается, что в течение следующих 20 лет роль запасов нетрадиционного
газа будет возрастать. К запасам нетрадиционного газа относят также газ, содержащийся в
плотных песчаниках, которые представляет собой продолжение традиционной залежи с
низкой проницаемостью [118].
С 2000 по 2004 гг. добыча природного газа в США из традиционных источников
сократилась, в то время как из нетрадиционных – возросла на 28,3 млрд м
3
. Из них 16,9 млрд
м
3
пришлось на газ из песчаников, а 5,7 – на метан угольных пластов (за это время их добыча
увеличилась с 113,2 до 130,2 и с 39,6 до 45,3 млрд м
3
, соответственно). В наибольшей
степени возросла добыча газа из сланцевых месторождений – с 11,3 млрд м
3
до 17 млрд м
3
(на 5,7 млрд м
3
), самым известным из которых является «Barnett». Развитию разработки
155
метана угольных пластов с 80-х по 90-е годы способствовали материальное стимулирование
в виде налоговых льгот в совокупности с исследованиями, проводимыми под руководством
Департамента энергетики США и НИИ ресурсов природного газа. Оба этих мероприятия до
сих пор осуществляются. Оценка запасов метана из угольных пластов в США в 2004 г.
составляла 530 млрд м
3
. В будущем предполагается использование новых технологий,
расширяющих возможности добычи метана из угольных пластов, извлечение которого на
сегодняшний день является нерентабельным с коммерческой точки зрения по причине либо
глубокого залегания, либо слишком низкой проницаемости.
Добыча газа из битуминозных сланцев также началась в 80-х с небольших объемов в
условиях льготного налогообложение и при поддержке Департамента энергетики США и
НИИ ресурсов природного газа. Однако, темпы роста добычи газа из битуминозных сланцев
отставали от темпов добычи метана из угольных пластов. Поскольку запасы газа в
битуминозных сланцах менее изучены, в будущем планируется разработка новых залежей, а
также залежей, не полностью разведанных на сегодняшний день, в отличие от ситуации с
метаном угольных пластов, разработка которых в перспективе направлена на извлечение
нерентабельных на настоящий момент запасов.
Согласно прогнозу Национального нефтяного совета 1999 г. (The National Petroleum
Council's 1999), объем технически извлекаемых ресурсов газа из новых месторождений
составил 17,91 трлн м
3
, в том числе из нетрадиционных – 10,07 трлн м
3
(6,51 трлн м
3
– газ в
плотных песчаниках; 2,09 трлн м
3
– метан в угольных пластах; 1,47 трлн м
3
– газ в
битуминозных сланцах). Из 12 крупнейших месторождений природного газа в США 9
являются нетрадиционными. И Департамент энергетики и Национальный нефтяной
консилиум отнесли нетрадиционные месторождения газа к категории крупных
месторождений. Наибольшее количество газа содержится в плотных песчаниках, за ними
следуют угольные пласты, а потом уже и битуминозные сланцы.
Для разработки нетрадиционного газа используются методы разрыва породы пласта
закачкой газа или пеной под большим давлением (на месторождении «San Juan»),
горизонтального бурения и воздействия на пласт (на многопластовом месторождении «Black
Warrior»). Многие из этих технологий, включая гидравлический разрыв пласта, были
успешно применены в ходе разработки газа битуминозных сланцев. Мнение в отношении
разработки запасов нетрадиционного газа изменилось, когда началась добыча метана из мало
проницаемых угольных пластов осадочного бассейна реки Powder, на который раньше не
обращали никакого внимания.
Наращивать запасы нетрадиционного газа в будущем предполагается как
экстенсивными, так и интенсивными методами. Одним из экстенсивных методов станет
поиск выходящих на поверхность пластов с глубокими трещинами, образованными в местах
изгибов или разломов. Природные трещины в горной породе всегда были ключом к
промышленной добыче газа из угольных пластов, битуминозных сланцев и плотных
песчаников, и останутся им в будущем. Возможно, в дальнейшем проведение поисково-
разведочных работ на газ будет основано именно на этом факте. Среди интенсивных методов
следует отметить усовершенствование технологии бурения и строительства скважин,
оптимизацию управления основным производством и увеличение глубины бурения.
Особого внимания заслуживает исследование такого нетрадиционного
газосодержащего скопления углеводородов как газогидраты. Газовые гидраты являются
единственным еще не разрабатываемым источником природного газа на Земле, который
может составить реальную конкуренцию традиционным месторождениям в силу огромных
ресурсов, широкого распространения, неглубокого залегания и концентрированного
состояния газа.
В США ресурсы газа газогидратных залежей на суше и шельфе оценены
Геологическим обществом в 6000 трлн м
3
. Запасы газа в гидратном состоянии на Аляске
достигают 66,8 трлн. куб. метров; в Мексиканском заливе выявлено 1,03 трлн м
3
метана в
виде газовых гидратов. На проводимые исследования по добыче метана сенат США в 2001 г.
156
выделил около 42 млн долларов.
В последнее время, после опубликования ряда результатов, полученных Геологическим
обществом США, интерес к залежам газогидратов на суше резко возрос. В 1998 г. в Канаде в
дельте реки Маккензи была пробурена экспериментальная скважина Малик (Malik), по
данным которой установлено наличие мощного поля скоплений газогидратов. Исследования
шельфовой зоны и картирование выявленных гидратопроявлений проводились Japan
Petroleum Exploration Co. Ltd. и рядом японских промышленных компаний с участием
Геологического общества США, Канады и нескольких университетов.
Вместе с тем следует отметить, что, имея неплохие доказанные и потенциальные
запасы, для обеспечения потребности страны в газе США предпочитают импортировать
большое количество природного газа из Канады (по газопроводу) и ввозить СПГ, для чего на
восточном побережье построено и функционируют несколько терминалов.
Динамика собственной добычи газа в США представлена в табл. 2.20.
Таблица 2.20
Добыча природного газа в США (млрд м
3
) [6]
Годы 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Добыча 510,4 514,5 520,4 541,8 534,9 542,2 543,1 549,2 541,6 544,9 557,7 547,7 549,6 542,9 525,7
По добыче газа США занимают второе место в мире после России. Если учесть, что это
т.н. товарный газ без учета закачки в пласт и нужд газопроводов, то, возможно, и лидируют.
Потребление газа в США представлено в табл. 2.21.
Таблица 2.21
Потребление природного газа в США (млрд м
3
) [6]
Годы 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Потребление 549,0 563,7 593,2 596,1 620,6 631,7 630,9 614,3 621,7 647,1 642,4 667,5 645,3 646,7 633,5
Из приведенных данных видно, что в последние 10 лет добыча газа практически
остается стабильной и варьируется в пределах 10–15 млрд м
3
. В США не спешат наращивать
собственную добычу газа и очень дозированно вводят в эксплуатацию новые
месторождения. В то же время потребление газа постоянно растет (за период 1991–2000 гг.
рост составил 18%, или 1,7% в год). В 2004 г. превышение объема потребления над объемом
производства составило 19,3%, а в 2005 г. – 20,5%. Из Канады в 2004 г. было импортировано
по трубопроводам 102,1 млрд м
3
газа, а в 2005 г. – 104,2 млрд м
3
. Одновременно США
импортировали СПГ (в 2004 г. всего было ввезено 18,5 млрд м
3
СПГ, в т.ч. из Тринидада и
Тобаго – 13,1 млрд м
3
СПГ, Омана – 0,3 млрд м
3
, Катара – 0,3 млрд м
3
, Алжира – 3,4 млрд м
3
,
Нигерии – 0,3 млрд м
3
, Австралии – 0,4 млрд м
3
, Малайзии – 0,6 млрд м
3
. В 2005 г. импорт
СПГ составил 17,9 млрд м
3
[6].
Доля чистого импорта в потреблении природного газа в США в 2004 г. составила
18,9%, в т.ч. 85% поступило по трубопроводам, 15% в виде сжиженного газа.
Баланс природного газа в США в период 2000–2004 гг. приведен в табл. 2.22.
В 2004 г. емкость подземных хранилищ газа (ПХГ) в США составила 232,2 млрд м
3
. В
ПХГ в 2004 г. было закачано 88,1 млрд м
3
, а извлечено из хранилищ 85 млрд м
3
.
В последние несколько лет цены на природный газ в США возросли, вследствие чего
потребление газа несколько снизилось. За последние три года она составила в среднем 137,6
долл./тыс м
3
, в то время как в предыдущие три года она составляла 82,6 долл./тыс
м
3
.Потребительские цены на газ за последние три года составили 250 долл./тыс м
3
. В 2004 г.
цена на газ в США (Henry Hub) составила 210,6 долл./тыс.м
3
, в 2005 г. – 316,4 долл./тыс. м
3
[6].
Соотношение цен на газ в США (цены на устье скважины и средние цены
коммерческих потребителей представлены в табл. 2.23.
Приведенная в табл. 2.23 динамика цен отражает изменения цен в соответствии с
эволюцией газового рынка США, описанной выше, а также тенденцию роста цен в 2001–
2005 гг.
157
Таблица 2.22
Баланс природного газа в США (млрд м
3
) [117].
Показатели
Годы
2000 2001 2002 2003 2004
Добыча
шт. Техас 150,0 152,3 149,2 151,3 145,5
шт. Луизиана 41,3 42,7 43,7 45,5 36,9
прочие штаты 382,4 391,1 374,4 377,1 350,3
Итого добыча 573,7 586,1 567,3 573,9 532,7
Импорт
Канада 100,7 105,9 107,3 106,5 104,0
Мексика 0,3 0,3 0,1 0,1 0,0
Сжиженный природный газ 6,4 6,8 6,5 8,5 18,5
Итого импорт 107,4 113,0 113,9 115,1 122,5
Дополнительный газ 2,4 2,2 2,3 2,3 1,7
Потери 60,5 56,8 107,2 102,8 56,8
Итого поставки 623,0 644,5 576,3 588,5 651,2
Закачка в хранилища (+), из
хранилищ (–)
23,5 –56,8 12,7 –2,2 4,3
Суммарные поставки 646,5 587,7 589,0 586,3 655,5
Экспорт 6,9 10,6 14,7 17,0 24,4
Суммарное потребление 639,6 577,1 574,3 569,3 631,1
Таблица 2.23
Цены на газ в США (долл./тыс. м
3
) [6]
Годы 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987
Цена на устье
скважины
20,88 28,44 32,76 42,48 57,24 71,28 88,56 93,24 95,76 90,36 69,84 60,12
Цена
потребителей
59,04 73,44 80,28 98,28 122,04 144,0 173,52 201,24 199,8 198,0 182,88 171,72
Продолжение табл. 2.23
Годы 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Цена на устье
скважины
60,84 60,84 61,56 59,04 62,64 73,44 66,6 55,8 78,12 83,52 70,56 78,84
Цена
потребителей
166,68 170,64 173,88 173,16 175,68 487,92 195,84 181,80 194,40 208,8 197,28 191,88
Продолжение табл. 2.23
Годы 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Цена на устье скважины 132,48 144,00 106,20 175,68 197,64 288,00
Цена потребителей 237,24 30,48 238,68 298,44 333,72 406,80
Наиболее высокие цены на газ в США для потребителей коммунально-бытового и
коммерческого секторов. Цены для энергетического сектора и для промышленности ниже, но
тем не менее превосходят цену газа на устье скважины примерно на 20%.
В связи с ростом цен на природный газ в США увеличился импорт СПГ, который стал
конкурентоспособным по сравнению с магистральным газом из Канады. Если в 1997 г. США
импортировали 2,3 млрд м
3
СПГ, то в 2000 г. объем импорта возрос до 4,8 млрд м
3
, 2001 г. –
5,4 млрд м
3
, 2002 г. – до 6,5 млрд м
3
, в 2004 г. возрос до уровня 18,5 млрд м
3
, а к 2020 г.
может возрасти до 60 млрд м
3
.
К 2025 г. доля природного газа в структуре энергопотребления США возрастет с
нынешних 23% до 29%. Такой рост спроса отразится на общем приросте, что составит 237,32
млрд м
3
, или среднегодовом приросте около 11,5 млрд м
3
.
Рост платежеспособного спроса и сомнения в достаточности предложения газа,
естественно, скажутся и на его цене. Многие аналитики сходились в том, что цена на газ в
США в течение 20 лет будет расти до 162–180 долл. за тыс. м
3
. При этом, правда, не
исключали, что при средней цене выше 166 долл. природный газ внутри страны будет
158
заменяться альтернативными конкурентоспособными энергоносителями, а энергоемкие
производства удобрений и других товаров газохимической промышленности будут
перемещаться в страны с низкой стоимостью природного газа. А вот эксперты EIA считают,
что цена газа добывающих компаний за 5 лет сократится на 30% (табл. 2.24). Частично это
будет связано с некоторым ростом объемов добычи в стране, конкуренцией с иностранными
поставщиками и общей стабилизацией ситуации на газовом рынке. Цена, которую будут
платить за газ конечные потребители, также снизится к 2010 г. благодаря более
эффективной, удешевленной транспортировке. Однако, в дальнейшем по мере истощения
относительно легкодоступных месторождений и разработки залежей в трудных условиях,
наметится рост цены газа добывающих компаний. Более того, по причине ожидаемого бума
СПГ в 2009 г. и учитывая тот факт, что поставки СПГ в США с каждым годом будут расти,
увеличится стоимость транспортировки газа. В связи с этим увеличится цена газа для
конечных потребителей. Упомянутые последними тенденции роста цен возобладали и в 2005
г. цена достигла исторического максимума.
Таблица 2.24
Прогноз цен на природный газ в США (долл./тыс. м
3
) [119]
2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
Цена «на устье скважины» 150,0 103,0 117,7 128,2 135,6
Цена для жилищно-коммунального сектора 292,3 227,0 239,1 252,2 264,1
Цена для коммерческого сектора 247,6 200,1 213,4 223,6 231.8
Цена для промышленности 176,9 127,4 140,4 152,3 159,3
Цена для автотранспортного топлива 285,3 249,3 265,5 275,1 282,4
Цена для энергетического сектора 170,9 123,4 138,7 150,3 157,1
Согласно прогнозам, выполненным Международным энергетическим агентством,
развитие добычи в США может пойти по двум сценариям. Первый (стабилизационный)
предполагает, что добыча газа в США сохранится до 2020 г. на уровне 550 млрд м
э
; второй
(сценарий развития) построен исходя из перспектив роста добычи в 2005 г. до 600 млрд м
3
,
2010 г. – до 710 млрд м
3
, 2020 г. – до 850 млрд м
3
.
Согласно прогнозу EIA, доля собственного природного газа в экономике страны будет
снижаться. Его добыча, по итогам 2005 г., составила 525,7 млрд м
3
при уровне запасов в 5,35
трлн м
3
. Соотношение доказанных запасов и существующей добычи составляет в настоящее
время примерно 10 лет, и на этом уровне оно держится уже в течение нескольких лет.
Сегодня американская газовая промышленность активно развивается, используя так
называемые нетрадиционные источники газа (плотные коллектора, угольный метан и др.,
доля которых в добыче, согласно EIA, составляла в 2004 г. около 30%, а рост к 2010 году
достигнет 36–37%).
По тем же оценкам, совокупная добыча газа в США может несколько вырасти по
сравнению с показателем 2004 г. (табл. 2.25) и составить в 2020 г. 619,49 млрд м
3
, из которых
в Мексику будет поставлено около 10 млрд м
3
. Возникающую прогнозируемую разницу
между потреблением и добычей в пределах 250 млрд м
3
, если ориентироваться на базовый
вариант прогноза, придется возмещать дополнительными объемами собственного и
импортного газа (прогнозируемая доля импорта в потреблении представлена в табл. 2.26.
Таблица 2.25
Прогноз предложения природного газа в США (млрд.м
3
)
Источник поступления 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
Добыча в США 545,34 577,89 587,79 619,49 617,79
Чистый импорт (импорт – экспорт): 95,37 139,52 198,66 223,01 245,36
Канада 84,90 72,73 84,33 76,13 72,16
Мексика –10,75 –3,96 –8,21 –9,90 –7,07
СПГ 21,22 70,75 122,54 156,78 180,27
Дополнительный газ 1,98 2,26 2,26 2,26 2,26
Итого: 642,69 719,67 788,71 844,76 865,41
Источник: EIA
159
Таблица 2.26
Доля импорта в потреблении природного газа США, 2005 – 2025 гг., %
2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
Доля импорта в потреблении природного газа 18,9 22,5 28,6 29,9 31,6
Источник: EIA
По оценкам, озвученным на Энергетической конференции в Хьюстоне, добыча газа на
шельфе и побережье Мексиканского залива США к 2015 г. может вырасти на 50 млрд м
3
в
год, но частично будет компенсирована снижением в других регионах.
Импорт из Западно-Канадского осадочного бассейна увеличится до 200 млрд м
3
в год к
2011 г. и вновь снизится к 2015 г. При этом в самой Западной Канаде, если к тому времени
освоение битуминозных песчаников примет широкие масштабы, на 13–15 млрд м
3
в год
вырастет собственное потребление. Так что с этого направления особого роста поставок газа
в США не предвидится. Ожидаются они в основном из арктических районов Канады и с
Аляски. Проводником нового газа должны стать два грандиозных газопровода, дебаты по
допустимости сооружения которых ведутся вот уже несколько лет. Разрешение на
строительство первого из них, из Канады, ожидались в 2005–2006, а начало поставок – в
2008–2009 гг. Его начальная мощность в 12 млрд м
3
в год будет доведена до 20 млрд.
Газопровод с Аляски мощностью 46 млрд м
3
может быть построен не ранее чем к 2012–2013
гг.
До ввода северных газопроводов еще далеко, а спрос на газ растет. Аналитики, да и
государственные представители Канады и США, не скрывают, что канадские газовики не
смогут в среднесрочной перспективе нарастить объемы экспорта, адекватные росту спроса
на газ в США. Ответом на эту ситуацию будет СПГ, доля которого в структуре поставок
превысит долю магистрального газа в 2025 г. более чем в два раза (табл. 2.27). После
запланированного ввода в эксплуатацию северных газопроводов падение доли
магистрального газа несколько замедлится. Однако это не помешает вырасти доле СПГ в 3,5
раза в течение 20 лет [119].
Таблица 2.27
Структура поставок природного газа в США, 2005 – 2025 гг., %
2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
Транспортировка по газопроводам 80,0 50,7 40,8 32,7 28,6
СПГ 20,0 49,3 59,2 67,3 71,4
Итого: 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Источник: EIA
Что касается газопотребления США, то на данный момент доля СПГ в нем
незначительна. Тем не менее, учитывая постоянно растущий разрыв между добычей и
спросом, перспективой роста цен, можно полагать, что газовый комплекс США находится на
пороге превращения в основного импортера СПГ в долгосрочной перспективе. По мнению
EIA, к 2025 г. импорт СПГ может расшириться до 180 млрд м
3
.
В расчете на будущие поставки в США все больше активизируются работы по
расширению мощностей новых терминалов, о чем уже было сказано в предыдущих и будет
сказано в последующих разделах. Перспективы роста импорта СПГ в сочетании с
неудержимым ростом внутренних цен на газ, которые с середины 2000 года выросли на 50%
и сейчас являются самыми высокими в мире, стимулировали небывалый интерес к
американскому рынку, импорт на который до сих пор был почти исключительной
монополией канадского газа.
На сегодняшний день можно с уверенностью говорить о почти полной ориентации на
американский газовый рынок существующих и потенциальных производителей СПГ Южной
Америки. Так, производственный потенциал только Тринидада, ориентированный в
основном на рынок США, к 2010 г. составит порядка 23,9 млрд м
3
. Существуют планы по
развитию производства СПГ в Венесуэле и в Перу. Если они реализуются в сроки и в
объемах, намеченных бизнес-планами этих проектов, потенциал Южной Америки может
160
увеличиться еще на 12,5 млрд м
3
и составить 36,4 млрд м
3
.
Основные производители африканского континента почти с самого начала развития
отрасли закрепились на американском рынке. Сегодня Алжир ориентирует на США около
11% своего экспорта СПГ, что составляет примерно 2,75 млрд м
3
, продолжая считать своим
основным рынком Европу. Следовательно, роста поставок СПГ в США из Алжира ожидать
не приходится.
Это же относится к другому африканскому игроку на атлантическом рынке СПГ –
Нигерии, хотя она поставляет в США пока немного. Однако, компания Shell, участвующая в
нигерийских проектах, готова производить к 2010 г. еще 9,5 млрд м
3
, которые либо целиком,
либо частично будут направлены на американский рынок. Для ливийского СПГ
американский рынок был закрыт по политическим мотивам, а в настоящее время весь газ
этой африканской страны идет в Европу.
Интерес новых африканских игроков к развитию поставок газа в США также весьма
велик. Это Экваториальная Гвинея с проектом производства 4,7 млрд м
3
и главным
акционером компанией Marathon. Ангола с проектом в 6,4 млрд м
3
и 50%-ной долей участия
ChevronTexaco и ExxonMobil и, наконец, Египет, где ведущий акционер проекта BG,
имеющий большой опыт работы на американском рынке и резервные мощности на
терминалах США, планирует поставлять сюда еще 5 млрд м
3
в год..
Почти все эти проекты должны войти в строй до 2007 года, и, таким образом, на
американский рынок к 2010 году с большой долей вероятности странами Африки будет
направляться порядка 32 млрд м
3
.
Еще одним атлантическим игроком, который обеспечил себе место на американском
рынке, является Норвегия, которая использует СПГ для диверсификации сбыта своего газа.
Statoil ориентирует на США 2,4 млрд м
3
, после того как в 2006 г. вступит в эксплуатацию
завод, строительство которого идет в рамках проекта Snohvit.
Таким образом, к 2010 г. поставщиками Южной Америки, Африки и Европы на
американский рынок может быть направлено 70,8 млрд м
3
СПГ.
Немалыми являются потенциальные возможности поставок СПГ в США из стран
Персидского залива. Оман и Катар уже поставляют СПГ в США. Причем, если первый имеет
на этом рынке лишь отдельные спотовые сделки, ориентируя основную продукцию на
страны АТР, то второй при помощи ExxonMobil и ConocoPhillips рассчитывает на
увеличение объема экспорта СПГ в США к 2010 г. до 31,9 млрд м
3
. Как представляется, это
серьезная заявка на лидерство.
Азиатско-Тихоокеанские производители сегодня фактически не представлены на
американском газовом рынке, но, тем не менее, и они могут в нынешнем десятилетии внести
свою лепту в обеспечение США СПГ. Экспертные оценки указывают, что экспорт стран
Юго-Восточной Азии и Австралии на американский рынок СПГ может быть оценен в 18–20
млрд м
3
[119].
Останется ли в этой схеме место для газпромовских проектов СПГ? Обсуждение
возможностей российских проектов будет сделано в следующей главе.
По прогнозу потребления природного газа, сделанному Департаментом информации
Министерства энергетики США, спрос на газ в США в 2005 г. достигнет 725 млрд м
3
, 2010 г.
– 800 млрд м
3
, 2015 г. – 890 млрд м
3
, 2020 г. – 960 м
3
.
В представленном в 2003 г. Конгрессу США прогнозе спрос на газ к 2020 г. вырастет до
850–900 млрд м
3
в год, и для его обеспечения необходимы дополнительные объемы
собственного и импортного газа.
Что касается структуры потребления природного газа в США, то можно выделить три
основные сферы потребления газа: отопление жилья, электроэнергетика и промышленность.
При этом отмечается рост удельного веса потребления газа для отопления жилья и
электроэнергетики, снижение удельного веса промышленности.
Данные о структуре потребления природного газа в США в период 1999–2002 гг. и
прогноз на 2006 г. приведены в табл. 2.28.