Мировой рынок газа. Тенденции развития, текущие факторы предложения и спроса, перспективы, место России

Shell: +25% к 2020

Глава СПГ-подразделения компании Shell сообщил, что по мнению специалистов компании, спрос на газ вырастет в мире на четверть к 2020 г. “Ситуация в отрасли остается трудной, положительные тенденции хрупки”, - отметил он. Что касается СПГ, то в Shell полагают, что спрос на этот углеводородный формат вырастет вдвое к 2020 г. по сравнению с 2009 г. В целом, мировой спрос на газ достигнет к 2030 г. 4,5 трлн. куб. м.

BP: угля больше, газа и нефти меньше

“В прошлом 2009 г. доля угля в мировой энергетике росла, а газа – падала, и эта тенденция может продолжится”, - утверждается в отчете, подготовленном специалистами BP. В частности, доля угля в 2009 г. составила 29%, при этом потребление энергоресурсов в мире в прошлом году снизилось на 1,3%. Это первое подобное падение с 1982 г. К слову, главным мировым импортером угля в минувшем году выступил Китай.

Главный экономист BP Кристоф Руль высказал мнение, что доля угля в энергопотреблении таких стран, как Китай и Индия, будет продолжать расти, так как “уголь нужен для выработки электроэнергии, а потребность в электричестве в этих странах растет”. В прошлом году потребление угля в Китае выросло на 10%, в Индии – на 7%. К слову, по подсчетам BP, мировое потребление нефти в мире снизилось на 2%, а газа на 2,4%. Потребление же угля уменьшилось всего на 0,2%, из-за чего доля угля в общей структуре энергопотребления возросла.

IEA: 1,6 трлн. куб. м в 2013

По прогнозам Международного энергетического агентства, мировой спрос на газ в 2013 г. составит 1578 млрд. куб. м. При этом рост потребления газа в Европе будет более медленным, чем в странах Азиатско-Тихоокеанского региона, и в Северной Америке. В агентстве отметили, что объем торговли СПГ вырос в мире в 2009 г. на 5,3% и составил 245 млрд. куб. м. Ожидается, что вк 2013 г. объем торговли СПГ вырастет на 50%.

По сведениям агентства, в 2009 г. мировое потребление природного газа упало на 3%. В будущем IEA ожидает, что потребление будет расти на 2% в год.

IV. Место Российской Федерации

1. Запасы природного газа в России

Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% (табл. 2), а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна (табл. 3).

Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти - на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока. Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов. Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах.

Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа - 71,2% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд куб. м), еще 21,6% заключено в 86 крупных (75-500 млрд куб. м) объектах.

Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа, однако и здесь не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м). Сеноманский газ НПТР, называемый "сухим", состоит в основном из метана.

Основные запасы сеноманского газа сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), которые эксплуатируются уже в течение многих лет и характеризуются высокой (более 55%) степенью выработанности. В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов сеноманского газа НПТР.

При этом только около 70% текущих разведанных запасов сеноманского газа НПТР могут быть рентабельно извлечены, поскольку в отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме истощения пластовой энергии, при котором в запасах неглубоких залежей, характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, по мере вступления их в завершающую стадию эксплуатации растет доля так называемого низконапорного газа, для извлечения и транспортировки которого требуются дополнительные усилия, а часть его извлечь невозможно.

В более глубоких горизонтах НТПР, сложенных породами раннемелового (валанжинский и ачимовский газ) и юрского возраста, сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Этот газ характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Это так называемый "жирный газ", технология разработки которого более сложна. 

Содержащийся в "жирном" газе конденсат представляет собой тяжелые углеводороды, в условиях недр находящиеся в газообразном (парообразном) состоянии. При снижении пластового давления (в процессе эксплуатации залежи или при попадании на поверхность) эти углеводороды конденсируются в жидкость, образуя так называемый нестабильный конденсат. Освоение запасов "жирного" газа невозможно без создания системы транспортировки и переработки конденсата. В НТПР создана инфраструктура, которая позволяет осуществлять освоение запасов "жирного" газа, хотя и в недостаточном объеме.

Запасы валанжинского газа, залегающего ниже сеноманских залежей, на глубинах 2-3 тыс. м, в значительной степени вовлечены в отработку, а освоение залегающей на глубинах 3,2-3,8 тыс. м, в основании нижнемеловых отложений, продуктивной ачимовской толщи только начинается. Разведанные запасы ачимовского газа пока невелики (составляют всего около 4% российских), но ресурсы его значительны; их освоение могло бы способствовать поддержанию добычи газа в регионе. Однако разработка залежей этого газа очень трудна: они отличаются сложным геологическим строением и аномально высокими пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки. Себестоимость добычи ачимовского газа в 10-15 раз превышает себестоимость сеноманского, однако для давно разрабатываемых обустроенных месторождений, запасы сеноманского газа которых близятся к истощению, ачимовский газ может представлять резерв для добычи. Таким является Уренгойское месторождение, к которому приурочена основная часть разведанных на сегодняшний день запасов ачимовского газа; его разработка здесь рентабельна.

Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на "сухой" сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО "Газпром".

Чуть более 20% запасов "сухого" газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены "жирным" газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

Всего в России на "сухой" газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет "жирный" газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибирского федерального округа.

В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами. Этот газ является важным источником энергии при разработке нефтяной залежи: он обеспечивает необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти. 

Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительно извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.

2. Уникальные газовые месторождения

Государственным балансом Российской Федерации учитывается 867 месторождений с запасами свободного газа.

Месторождения нераспределенного фонда или невелики по запасам, или находятся в труднодоступных районах.

В  декабре 2007 г. ОАО "Газпром" и BASF ввели в эксплуатацию уникальное Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, но фактически добыча на нем началась еще в октябре 2007 г. Плановая проектная мощность месторождения - 25 млрд куб. м в год, начиная с 2009 г. Южно-Русское месторождение должно стать основной ресурсной базой Северо-Европейского газопровода. Ожидается, что в проект также войдет немецкая E. ON.  

Оператор проекта "Сахалин - 2" компания "Сахалин Энерджи" начала добычу газа на Лунском нефтегазоконденсатном месторождении. В марте 2009 г. успешно отгружена первая плановая партия российского сжиженного природного газа (СПГ), произведенного в рамках проекта "Сахалин-2". В мае 2009 г. были запущены вторая технологическая линия на заводе по производству СПГ и связанное с ней оборудования на платформе "Лунская-А" (ЛУН-А) и объединенном береговом технологическом комплексе. Это достижение означает двойное увеличение объемов производства на заводе СПГ.

В феврале 2008 г. для разработки уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения создана компания "Штокман Девелопмент АГ", совместное предприятие ОАО "Газпром" (51%), французской Total (25%) и норвежской StatoilHydro (24%). Срок начала поставок трубопроводного газа, определенный газовым балансом "Газпрома" - 2016 год. Поставки СПГ начнутся в 2017 г.

3. Природный газ в топливно-энергетическом балансе России.

    Россия играет важную роль в обеспечении мирового баланса спроса и предложения на рынках природного газа и нефти, а также потенциально и угля. Она выступает одним из гарантов общей энергетической безопасности и стабильности мира в долгосрочной перспективе. На Россию приходится свыше 13% мирового производства нефти, около 18% мирового производства природного газа и свыше 4% мировой добычи угля. Суммарно    Россия производит порядка 11% первичной энергии или около 1,3 млрд т энергетических ресурсов в нефтяном эквиваленте, около 45% из которых приходится на экспорт, а 55% - на внутреннее потребление. Такое положение обусловливает значительную зависимость страны от развития спроса и цен на мировых энергетических рынках. Хотя Россия не несет ответственности за мировые балансы, она объективно призвана играть стабилизирующую роль в мировой энергетике.

   В абсолютном выражении внутреннее энергопотребление в России с 1992 по 2007 г. сократилось с 859,7 млн до 714,5 млн т в нефтяном эквиваленте, т.е. на 17%. Вместе с этим за этот же период производство первичной энергии в России увеличилось на 11%, с 1209,3 млн т н.э. до 1348 млн т н.э. соответственно (рис. 1).

   За последние 25 лет суммарная доля трех главных природных энергоносителей - нефти, природного газа и угля - в структуре российского энергопотребления сократилась с 93% до 88%. При этом удельный вес природного газа в общем энергопотреблении увеличился на 11%, а удельный вес нефти и угля сократился на 49% и 58% соответвенно.

   На стороне предложения ситуация определяется старыми активами и новыми инвестициями. Динамика добычи нефти резко замедлилась с 2005 г., несмотря на рекордные мировые цены на нефть. Изменение характера налогообложения нефтяного сектора, конфликты по поводу собственности, лаговый эффект сокращений инвестиций в разведку в течение 1990-х гг. стали основными причинами существенного замедления динамики. С изменением динамики добычи нефти происходило изменение источников спроса на нее. Если в начале 1990-х гг. около половины нефти шло на внутреннее потребление, то сейчас около 70% добываемой российской нефти экспортируется и лишь 30% потребляются внутри страны. Нефтяной сектор стал гораздо более зависим от внешнего спроса и транспортной инфраструктуры экспорта.