Особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом рынке природного газа
ВСЕРОССИЙСКАЯ
АКАДЕМИЯ ВНЕШНЕЙ ТОРГОВЛИ
Международный
коммерческий факультет
Заочное
отделение
Кафедра
мировой и национальной экономики
ДИПЛОМНАЯ
РАБОТА
на
тему: «Особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом
рынке природного газа»
Работу выполнил
Слушатель 3 курса МКФ ЗФ
Баландин Дмитрий Валерьевич
Научный руководитель
кандидат экономических наук,
ст. преподаватель Гришкова А.А.
Москва
2013Содержание
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1.
Основные тенденции развития мирового рынка природного газа
1.1 Эволюция
структуры мирового рынка природного газа
1.2
Международная торговля природным газом
Глава 2.
Проблемы и перспективы развития российской газовой отрасли
2.1 Современное
состояние российского газового комплекса
2.2 Внешние и
внутренние угрозы развитию газового комплекса России
Заключение
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
В абсолютном выражении мировое энергопотребление с 1965 по
2011 г. выросло более чем в три раза - с 3,8 млрд. до 12,3 млрд. т в нефтяном
эквиваленте. При этом следует отметить, что с 1970 по 2000 гг. наблюдалось
неуклонное снижение темпов прироста энергопотребления: за 1970-1980 гг. они
составили 33,5%, за 1980-1990 гг. - 22,3%, за 1990-2010 гг. - 14,3%. Однако в
2000-2010 гг. темпы прироста энергопотребления увеличились до 27,9%.
Среднегодовые темпы роста энергопотребления с 1980 г. составили 1,7%, причем
наибольшие темпы прироста наблюдались в новых индустриальных странах Азии
(Таиланд - 8,6%, Малайзия - 8,4%, Китай - 4,1%), наименьшие и даже в некоторых случаях
отрицательные - в развитых странах Европы и странах с переходной экономикой.
За последние 47 лет суммарная доля трех главных природных
энергоносителей - нефти, угля и природного газа - изменилась незначительно.
Несмотря на политические инициативы, экономические усилия по экономии энергии,
период развития атомной энергетики, а также непрекращающиеся попытки развития
нетрадиционных источников получения энергии, доля нефти, угля и природного газа
с 94% в 1965 г. к настоящему времени уменьшилась лишь до 87%.
Предположительно при выработке первичной электроэнергии
использование ископаемых энергоносителей будет постепенно снижаться. Одно время атомную энергетику
рассматривали как возможное решение глобальной проблемы ограниченности
энергоресурсов. Тем не менее, пока сохраняется целый ряд вопросов относительно
ее безопасности, экологичности, а также утилизации радиоактивных отходов. C точки зрения производства энергии
альтернативой 55 млрд. м3 природного газа являются 33 новых атомных
электростанций стоимостью примерно 100 млрд. евро. На основании данных,
предоставленных Институтом ядерной энергетики, эти станции производили бы по
660 тонн радиоактивных отходов каждый год.
Теперь предполагается существенный рост доли природного
газа, который, согласно прогнозам Международного энергетического агентства
(МЭА), может выйти на первое место среди энергоносителей при условии, что он
все-таки станет полноправным автомобильным топливом.
Природный газ - это самый безвредный для окружающей среды вид ископаемого
топлива, при сжигании которого выделяется минимальный уровень выбросов CO2
в атмосферу. Газовые электростанции вырабатывают примерно на 50% меньше
CO2 по сравнению со станциями, работающими на угле. В исследовании,
опубликованном в августе 2010 года, организация Greenpeace заявила, что
природный газ является единственным допустимым видом топлива на период перехода
на альтернативные возобновляемые источники энергии.
В настоящее время доля природного газа в структуре мирового
потребления энергоносителей составляет 23,7%. При этом доля природного газа в
структуре энергобаланса развитых стран примерно такая же, как и в среднем по
миру - порядка 22-23%. В развивающихся странах, где пока еще в энергобалансе
преобладают традиционные энергоносители (уголь, мазут), эта доля не превышает
18%, хотя достаточно быстро растет (примером этому является Китай).
Основными факторами, способствующими дальнейшему росту
потребления природного газа, являются: рост числа электростанций, работающих на
газе; увеличение использования газа в жилом секторе; явное снижение в последнее
десятилетие привлекательности ядерной энергетики; дальнейшее повсеместное
обострение экологических проблем.
По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА),
после 2035 г. в структуре мирового потребления газ будет занимать 25%, что
сделает его самым распространенным видом ископаемого топлива после нефти. При
этом происходит не только рост добычи газа, но и расширяется его торговля, так
в стоимостном выражении экспорт газа за 40 лет увеличился в 10 раз. Согласно
многим экспертным оценкам и прогнозам - XXI век будет веком газа.
Газовая отрасль, как и любая другая система, не стоит на
месте и развивается. Появляются новые аспекты, условия, проблемы и тенденции и
возникает необходимость их изучения. С начала 2000-х нельзя не отметить
значительные изменения в различных сегментах рынка мирового природного газа.
Таким образом, выбран объект исследования - мировой рынок природного
газа и предмет исследования - особенности развития и роль российского
газового комплекса на мировом рынке природного газа.
Целью данной дипломной работы является определение
перспективных путей развития российского газового комплекса на мировом рынке.
Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить
следующие задачи:
· выявить характерные черты современного
мирового рынка газа;
· разработать перспективы возможного
дальнейшего развития рынка природного газа;
· проанализировать современный российский
газовый рынок;
· выявить основные угрозы и вызовы для
российского рынка газа;
· определить перспективные направления
развития российского рынка газа.
природный газ торговля
мировой
Глава 1. Основные
тенденции развития мирового рынка природного газа
1.1 Эволюция структуры
мирового рынка природного газа
На протяжении многих лет наблюдается общая тенденция увеличения
потребления газа. При этом если не брать в расчет естественное снижение
потребление газа в связи с мировым финансовым кризисом 2007-2009 г.г., то в
мире потребление природного газа увеличивается. В частности если рассмотреть последние
20 лет, то можно отметить то, что потребление природного газа с 1,9592 трлн.
кубических метров в 1990 г. увеличилось более чем на 20 % до 2,4091 триллионов
кубических метров в 2000 г. и достигло по разным данным 3,314 (3,1531 или
3,275) трлн. кубических метров в 2010 г. (увеличение на 69 по сравнению с
1990). В 2011 г. общемировое потребление увеличилось еще на 3% составив 3,2229
трлн. кубических метров.
Сегодня
полная картина мировой газовой отрасли не может быть полной без подробного
описания методов транспортировки газа. Тем самым обратимся к истории и
некоторым экономико-технологическим аспектам нефтегазовой отрасли. Добыча и
торговля нефтью началась раньше, чем газом в 1745 году. В каком бы уголке
планеты ни была добыта нефть, транспортировать её можно на любые расстояния, по
всему миру почти с минимальными издержками (см. Рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 Расходы на доставку эквивалента 1000 куб.м
стандартного природного газа.
Именно поэтому рынок нефти изначально сформировался, как
глобальный рынок. Любое вновь отрытое месторождение нефти влияло на ситуацию с
предложением нефти во всём мире, а любой новый потребитель мог претендовать
практически на всю мировую нефть.
Природный газ не обладает такой «транспортабельностью» как
нефть. Газ для транспортировки надо сжимать и под давлением загонять в
трубопроводы. Кроме того, при движении в трубах давление газа за счёт
гидравлического сопротивления
снижается, поэтому необходимы компрессорные станции
нагнетающие давление в газопроводах по всей длине маршрутов. Компрессорные
станции сами работают на природном газе, довольно не долговечны, требуют
постоянного обслуживания и периодического ремонта, что тоже поднимает стоимость
транспортировки.
Таким образом, достаточно долгое время, в мире не было
технологии по транспортировке природного газа на большие расстояния. Это
определило особенность, характерную именно для данного рынка - изначально рынки
газа формировались, как региональные со своими «договорными отношениями» между
продавцами и покупателями. Такими рынками стали американский, европейский и
азиатско-тихоокеанский регионы.
В связи с открытием в 1903 новой технологии позволяющей
уменьшать объём газа за счет его сжижения. Превратить природный газ в сжиженное
состояние можно было за счет охлаждения (температура ниже, чем в Антарктике
ниже -160С0) и сжатия (уменьшение объема примерно в 600 раз). Такая
технология позволила транспортировать природный газ по морю на расстояния
большие, чем по газопроводам. В результате чего мировая газовая отрасль
получила новых поставщиков и покупателей по всему миру.
Рынок СПГ аналогично нефтяному позволяет любому потребителю в
мире получить газ с любого сжижающего терминала в кратчайшие сроки. Однако, на
сегодня мощности сжижающих заводов (действующих, строящихся и проектируемых)
меньше, чем регазификационных предприятий, тем самым объемы предлагаемого
сжиженного газа меньше чем спрос на эти объёмы.
Кроме того, стоимость транспортировки сжиженного газа
разительно отличается от нефтяной: чем больше расстояние между поставщиком и
потребителем стоимость доставки СПГ сильно увеличивается.
Коммерческие операции с сжатым природным газом начались
примерно 50 лет назад в 1964 году с поставки партии продукции танкером из
Алжира в Соединенное Королевство. В 1970 году объем мировой торговли СПГ
составлял около 3 млрд. м3. Объемы поставок СПГ начали
увеличиваться: с 35 млрд. м3 в 1980 году, до 78 млрд. м3
в 1990 году, до 140 млрд. м3 в 2000 году и до 297 млрд. м3
в 2010 году (в 2011 г. 330,8 млрд. м3). Сегодня доля данного рынка
растет большими темпами - более чем в 5 раза за последние 20 лет.
Предложение на рынке СПГ по итогам прошлого года (2012 г.) может достичь
333 млрд. куб. м, а в этом году (2013 г.) ожидается на уровне 338 млрд. куб. м.
В настоящее время доля СПГ в мировой торговле составляет
примерно 30%. Его основным преимуществом по сравнению с трубопроводным газом
является возможность поставок на дальние расстояния. Кроме того, в случае
изменения рыночной конъюнктуры производители СПГ могут переориентировать
направление экспорта с одного региона на другой. Однако у межрегиональной
торговли газом появляются новые ограничительные факторы. В частности, не во
всех климатических зонах морские перевозки осуществляются круглый год. В
последнее время участились случаи нападения пиратов, что значительно повысило
стоимость страхования судов. Высокой остается вероятность срыва поставок из-за
перекрытия морских судоходных путей. Например, маршруты СПГ-танкеров с Ближнего
Востока и из Африки идут в Азию через Ормузский и Малаккский проливы, которые
могут быть перекрыты в случае военного конфликта.
В зоне особого риска находятся Япония, Южная Корея и Индия,
которые полностью переключились на импорт СПГ. Срыв поставок сжиженного газа в
эти государства может иметь глобальные последствия, учитывая размеры их
экономик. В импорте большинства стран мира ведущая роль по-прежнему остается за
трубопроводным газом, а СПГ используется для балансирования спроса и
диверсификации каналов поставок.
В настоящее время за счет трубопроводного транспорта
осуществляется примерно 70% мировой торговли газом. По оценкам экспертов, на
единицу топлива затраты на строительство терминала по приему сжиженного газа
сопоставимы со стоимостью строительства трубопроводных мощностей. Трубопроводы
функционируют круглый год вне зависимости от климата, обеспечивая высокие темпы
доставки и разную пропускную способность. В отличие от спотовых цен на СПГ,
характеризующихся высокой волатильностью и спекулятивностью, цены на
трубопроводный газ сохраняют привязку к нефти, поэтому остаются предсказуемыми
и, как правило, соответствуют общим макроэкономическим тенденциям.
Несмотря на рост рынка СПГ и межрегиональной торговли газом,
маловероятно, что в среднесрочной перспективе сформируется единый мировой газовый
рынок. С учетом имеющейся газовой инфраструктуры, присутствует значительное
расхождение газовых цен на американском, европейском и азиатском рынках
сохранится (см. Рисунок 1.2).
Бум добычи сланцевого газа в США привел к снижению внутренних цен
на энергоресурсы. В 2008-2012 гг. цены упали более чем на 70% - с 337 до 98,8
долл. за 1 тыс. куб.м). В Северо-Американском регионе исчезла потребность в
импорте больших объемов СПГ, что в итоге оказало дестабилизирующий эффект на
ценообразование на европейском и азиатском газовых рынках.
Рисунок 1.2 Цены на газ в различных регионах мира на январь 2013 в
долл. США за 1000 куб. м
Источник: Federal
Energy Regulatory Commission, www.ferg.gov
В Европе избыток предложения сжиженного природного газа,
возникший в результате переориентирования экспортных потоков СПГ с
американского рынка на другие, стал одним из факторов падения спотовых цен на
энергоресурс. В 2009-2010 гг. стоимость газа на бирже оказалась в среднем на
50-130 долл. за 1 тыс. м3 ниже, чем по долгосрочным контрактам.
Другой причиной изменения ценовой конъюнктуры было сокращение
спроса на газ в европейском регионе. Из-за кризиса еврозоны и экономической
стагнации потребление газа в 27 странах ЕС в первом полугодии 2012 г. достигло
десятилетнего минимума, упав на 7% по сравнению с 2011 г. и на 14% по сравнению
с 2010 г. Кроме того, снижение спроса на газ было вызвано изменениями в
структуре европейской электрогенерации, где газовое топливо оказалось вытеснено
более дешевым углем из США. Цены на уголь на внутриамериканском рынке упали с
161 долл. за тонну в 2008 г. до 63 долл. за тонну в 2012 г., что сделало
выгодным экспорт энергоресурса. В первом полугодии 2012 г. поставки
американского угля на внешние рынки увеличились на 24%, достигнув рекордного
показателя в 60 млн. т. Более половины этого объёма направилось в Европу. По
сравнению с 2011 г. в первом полугодии 2012 г. Германия импортировала из США на
37% больше угля, Италия - на 83%, а Нидерланды - на 86%.
Тенденция перехода с газа на уголь в Европе не закрепится.
Во-первых, в соответствии с политикой ЕС по сокращению выбросов углекислого
газа ряд европейских государств будут вынуждены закрыть свои угольные
электростанции к 2015 г. Во-вторых, переключение европейских производителей на
более грязное топливо экономически оправдано только до тех пор, пока стоимость
квот за тонну выбросов углекислого газа сохраняется на уровне 7 евро.
В 2012 г. выбросы парниковых газов в ЕС выросли на 2,2% по
сравнению с 2011 г., что вступает в прямое противоречие с европейской
программой «20-20-20». Уже в I квартале 2013 г. страны ЕС должны начать
переговоры о снижении квот. Если они закончатся успешно стоимость квот вырастет
до 15-20 евро за тонну CO2, что повысит конкурентоспособность газового
топлива по сравнению с углем.
Между тем из-за сохраняющееся разницы в контрактных и
биржевых ценах на газ доля СПГ в европейском импорте увеличилась до 20% в 2011
г. Это позволяет ряду политиков и экспертов утверждать, что усиление
конкуренции со стороны сжиженного газа поможет Европе снизить энергозависимость
от трубопроводного газа из России. Главным поставщиком СПГ в Европу является
его крупнейший в мире производитель - Катар. По последним данным доля страны в
импорте ЕС составляет 11%. Основными покупателями катарского газа выступают
Великобритания (21,9 млрд. м3), Бельгия (6,1 млрд. м3),
Италия (6,1 млрд. м3), Испания (4,8 млрд. м3) и Франция
(3,2 млрд. м3). Для России представляет интерес прежде всего рынки
Италии, Великобритании и Франции, куда ОАО «Газпром» поставляет соответственно
порядка 17 млрд. м3, 9,5 млрд. м3, 8,1 млрд. м3.
Из-за больших расстояний и отсутствия в некоторых случаях
наземного соединения с материком стоимость трубопроводного газа из России в
этих государствах достаточно высока, поэтому катарский и алжирский газ может
составить ему конкуренцию. Однако из-за наблюдающегося в последнее время
падения биржевых газовых цен европейский рынок теряет свою привлекательность
для Катара и других производителей СПГ (Нигерия). Во втором полугодии 2012 г.
средневзвешенная цена на газ в Европе держалась на уровне 349,8 долл. за 1 тыс.
м3. В обозначенный период объемы экспорта катарского газа в Европу
упали на 34% по сравнению со вторым полугодием 2011 г. Катар производит
активную политику по диверсификации экспортных рынков. Если в 2007 г. катарский
газ экспортировался в 8 стран, то в 2011 г. - уже в 23 страны. В конце 2012 г.
Катар продолжил расширять список покупателей, заключив договоры на поставку
газа в Таиланд и Сингапур. К 2014 г. страна планирует на 40% сократить продажи
газа на спотовом рынке, подписав выгодные долгосрочные соглашения на поставку
СПГ в Японию и Южную Корею.
Нигерия, другой крупный поставщик СПГ в Европу, тоже
постепенно переключает свой экспорт на более прибыльный азиатский рынок. В
первом полугодии 2012 г. объёмы нигерийского газа в ЕС были на 44% ниже, чем в
первом полугодии 2011 г.
При ценах на газ в Европе в 320-350 долл. за 1 тыс. куб. м
производителям СПГ из Африки и Ближнего Востока будет экономически выгоднее
осуществлять поставки в Азию, тем более что после технической модернизации
азиатских портов их терминалы могут принять, в частности, крупнейшие в мире
танкеры по перевозке сжиженного газа класса Q-max, чем раньше могла
похвастаться только Европа.
Темпы роста мировой торговли СПГ до 2017-2018 гг. снизятся из-за
замедления ввода в строй новых производственных мощностей. На очередной всплеск
предложения СПГ европейскому рынку можно надеяться после 2017 г., когда будут
завершены ряд крупнейших проектов в Австралии (см. Рисунок 1.3).
Рисунок 1.3 Относительные темпы роста предложения СПГ основными
производителями на мировом рынке
Источник: British Petroleum
Сейчас в стране строятся семь СПГ-терминалов. К 2018 г.
Австралия собирается обогнать Катар по объемам перерабатывающих мощностей.
Однако строительство заводов по сжижению газа является самым дорогостоящим
этапом в производственной цепочке. Рост мировых цен на сталь и никель, а также
нехватка квалифицированных специалистов прервали наметившийся тренд по снижению
строительных издержек. Из-за сложившейся ценовой конъюнктуры стоимость
большинства австралийских проектов оказалась гораздо выше по сравнению с теми,
которые были завершены в 2009 - 2011 гг. По оценкам, из-за высоких капитальных
расходов, нехватки рабочей силы и неблагоприятных погодных условий сроки их
сдачи могут быть отложены на несколько лет.
В Европейской комиссии обеспокоены грядущим сокращением
предложения сжиженного газа в Европе, поскольку оно угрожает политике диверсификации
источников энергообеспечения. Высокая волатильность спотового рынка СПГ,
которая исключает возможность сбалансированного планирования, в более выгодном
свете выставляет долгосрочные газовые контракты с Россией, где объёмы
устанавливаются заранее, а цены формируются в соответствии с общими
макроэкономическим тенденциями.
Спрос на газ в ЕС продолжит стагнировать в 2013 г., поскольку
рост европейского ВВП составит 0,1%. Однако уже в 2014 г. регион ждет прирост
экономики в 1,2%, что повысит потребление газа в ЕС. К этому времени Европа
может лишиться доступа к крупным объемам дешевого сжиженного газа из Катара и
от других поставщиков, поскольку они переключатся на азиатский регион. Особенно
уязвимы в данной ситуации окажутся экономики Северо-Западной Европы, где в 2011
г. катарский газ составлял 87% всего импорта СПГ.
Азиатский рынок газа в настоящее время демонстрирует наиболее
высокие темпы роста. Спрос на газ в регионе будет увеличиваться в среднем на 4%
ежегодно и вырастет до 1,43 трлн. м3 в 2035 г. При этом в структуре
спроса на газ в Азии ключевая роль отводится СПГ, потребление которого через
четверть века должно подняться с текущих 60% до 69%.
Цены на газ в регионе до 2015-2017 гг. останутся высокими. С
одной стороны, это объясняется частичным уходом с экспортного рынка АТР
нескольких ключевых поставщиков. В частности, Малайзия, которая в 2011 г. была
крупнейшим в мире экспортером СПГ, из-за быстрого экономического развития
собирается начать импорт газа в 2013 г. Ещё один значимый производитель СПГ -
Индонезия тоже вынуждена переключиться на импорт газа, чтобы удовлетворить
внутренний спрос.
Кроме того, Япония после аварии на АЭС «Фукусима-1» и
последовавшего за ней отключения большей части атомных реакторов была вынуждена
значительно увеличить импорт сжиженного газа. Южная Корея, которая пока
является вторым в мире крупнейшим импортером СПГ, к 2017 г. увеличит его ввоз
на 22% (с 49,9 до 61,2 млрд. м3).
Самый динамичный рост потребления газа ожидается в КНР
(примерно 10% ежегодно). За период с 1990 по 2011 гг. Китай увеличил
использование природного ресурса в 10 раз с 14 млрд. куб. м до 130 млрд. куб. м
. Китайское правительство собирается увеличить долю газа в энрегобалансе страны
с нынешних 4% до 10% к 2020 г. В 2011-2017 гг. спрос на газ в Китае вырастет с
130 млрд. м3 до 237 млрд. м3 газа в год. Географическое
положение Китая даёт ему ряд преимуществ по сравнению с Японией и Южной Кореей,
позволяя обеспечить сбалансированный поток импорта трубопроводного и сжиженного
газа. В 2012 - 2015 гг. в стране планируется построить 6 терминалов по приему
СПГ. К 2015 году Пекин будет импортировать 47 млрд. м3 сжиженного
газа. В то же время в среднесрочной перспективе Китай может быть более
заинтересован в расширении поставок трубопроводного газа, который обходится ему
дешевле СПГ.
В 2011 г. Пекин увеличил закупку трубопроводного газа из
Туркменистана на 55%, в то время как поставки СПГ из Австралии, Катара и других
поставщиков выросли всего на 23%.
Высокий потенциал азиатского рынка газа усиливает конкуренцию
среди поставщиков СПГ. В 2011 г. объём газа, продаваемого на бирже и по кратко-
и среднесрочным контрактам, в Азии вырос на 110% - до 50,7 млрд. куб. м (всего
в мире по таким контрактам было продано 83,2 млрд.куб.м газа). Ликвидность
газового рынка в Азиатском регионе увеличивается. Это может представлять угрозу
для более дорогостоящих долгосрочных контрактов на поставку СПГ, которые
сохраняют привязку газовых цен к нефти. В настоящее время доля России на рынке
СПГ относительно невелика: экспорт с Сахалинского завода по сжижению газа
составил порядка 14,65 млрд. куб.м в 2012 г. Поставки осуществляются в Японию
(60% от экспорта СПГ), Китай, Индию, Южную Корею и Тайвань. Новый совместный
проект ОАО «Газпром» и ОАО «Новатэк» - «Ямал СПГ» значительно повысит шансы
России закрепиться в Азиатско-Тихоокеанском регионе, увеличив производственные
мощности до 28 млрд. куб.м в год. Однако любая задержка в реализации проекта
может привести к тому, что российский сжиженный газ потеснят более активные
поставщики из Катара и Австралии. Еще одним нерешенным вопросом остается
ценовая политика.
Если предназначенный для АТР российский сжиженный газ с
месторождения Ямала и Гыдана пойдет по Северному морскому пути, то он может
оказаться более дорогостоящим, чем газ из Австралии и Индонезии. Существует
опасность того, что завоевание доли стратегически важного азиатского рынка
может не принести высокую прибыль для участвующих в проекте компаний. Ряд
западных экспертов также обращают внимание на тот факт, что планы строительства
нового российского СПГ-завода во Владивостоке усложнят переговоры по проекту
российского трубопровода в Китай, которые проходят трудно из-за принципиальных
разногласий сторон по ценам на газ. В случае ввода в эксплуатацию нового
СПГ-завода Пекин получит дополнительную возможность добиваться снижения цены на
российский трубопроводный газ.
Таким образом, в среднесрочной перспективе мировая торговля
газом будет развиваться динамично, конкуренция между трубопроводным и сжиженным
газом усилится. Зависимость Европы от трубопроводного газа сохранится,
поскольку ценовая конъюнктура для производителей СПГ будет более
привлекательной в Азии.
Следует отметить еще один важный момент в развитии мировой
газовой отрасли, который оказал серьезное давление на мировой газовый рынок -
это революционная технология добычи сланцевого газа методом гидроразрыва пласта
(ГРП).
По состоянию на конец 2011 г. Международное энергетическое
агентство (МЭА) оценивает ресурсы технически извлекаемого нетрадиционного газа
в мире в 328 трлн. куб. м, включая 200 трлн. куб. м сланцевого газа (см.
Приложение C).
Общие доказанные запасы газа в стране на конец 2010 г. достигли
8,59 трлн. куб. м. Наиболее разведанной на наличие сланцевого газа является
территория США. Разведанные ресурсы сланцевого газа на территории США
оцениваются в 24 трлн. куб. м (составляет 300 % от доказанных ресурсов в 2010
году). При этом последняя оценка доказанных запасов сланцевого газа в этой
стране по состоянию на конец 2010 года составляет 2,76 трлн. куб. м (32 % от
общих доказанных запасов на 2010 г.), а в 2007 был 660 млрд. куб. м (7,68 % от
общих доказанных запасов на 2010 г.). Благодаря приросту сланцевых запасов
доказанные запасы природного газа в США выросли на 65 % по сравнению с 2001
годом.
Основным способом разработки газосланцевых плеев в США является
применение технологии горизонтального бурения в совокупности с применением
гидравлического разрыва пласта. Специфика добычи газа из низкопроницаемых
сланцевых пород существенно отличается от традиционной газодобычи. Пробуренные
эксплуатационные скважины на начальном этапе дают высокий приток газа, который
падает уже через год на 55-85%. (см. Рисунок
1.4) После трех лет эксплуатации сланцевая скважина
обеспечивает в среднем около 14% процентов от начального дебета. Быстрая потеря
продуктивности скважин требует постоянного бурения новых скважин, которые
позволяют поддерживать добычу на высоком уровне.
Рисунок
1.4 Продуктивность скважин на основных плеях СГ в США
Источник: U.S. Energy Information
Administration, Annual Energy Outlook 2012
Основным преимуществом добычи сланцевого газа в отличие от
крупнейших традиционных месторождений - приближенность к центрам потребления.
Но это свойство накладывает дополнительные ограничения, в том числе на
экологию. Добыча сланцевого газа сталкивается с серьезными экологическими
ограничениями ввиду большого охвата площадей и значительного и интенсивного
нарушения целостности недр.
В настоящее время, практически во всех странах, где есть
потенциал начала коммерческой добычи сланцевого газа, как и в США, созданы
экологические комиссии по рассмотрению возможных экологических катастроф от
разработки плеев. Важное значение для развития сланцевой газодобычи имеют
заключения Environmental Protection Agency (EPA), которое занимается
изучением влияния технологии добычи газа из сланцевых пород на окружающую
среду. Окончательные выводы агентство обещает опубликовать в 2014 г. Среди
основных экологических проблем, связанных с разработкой газосланцевых плеев, выделяют
следующие:
сейсмические риски;
загрязнение грунтовых вод;
выбросы;
поверхностные загрязнения воды и почвы.
Сегодня технология добычи сланцевого газа (гидроразрыв и
горизонтальное бурение) запрещены во Франции и Болгарии, временно были
приостановлены в Британии, сейчас приостановлены в ЮАР, канадской провинции
Квебек, на севере Испании и в штате Нью-Йорк. В большинстве случаев причиной
запретов или мораториев стали обвинения в том, что добыча сланцевого газа ведет
к масштабным экологическим последствиям. Однако все эти негативные последствия
для экологии не являются причинами для остановки разработки сланцевого газа в
США и некоторых других странах.
Одним их наиболее важных на сегодняшний день является вопрос
о влиянии ГРП на возникновение сейсмической активности и различного рода
оползней.
В 2012 г. с дальнейшим развитием сланцевой добычи стало
очевидным перепроизводство газа в США, что привело к рекордно низкому уровню
цен, замещению угольной генерации на газовую, сокращению импорта и увеличению
экспорта газа, масштабным планам по развитию экспорта СПГ, заполнению подземных
газовых хранилищ (ПГХ). Потребление газа значительно возросло, в отличие от
потребления угля. Таким образом, нужды экономики США во многом решаются за счет
переизбытка газа.
С развитием сланцевой газодобычи начинает существенно
меняться экспортно-импортный газовый баланс США, с постепенным сокращением
трубопроводного и СПГ-импорта и ростом экспортом газа. Общий объём
нетто-импорта газа в США за 2011 г. составил около 54,5 млрд. куб. м, что на
25% ниже уровня 2010 г. Это наименьший показатель с 1992 г. Трубопроводный
импорт газа в США из Канады в 2011 г. сократился примерно на 5% до 87 млрд.
куб. м, в то время как импорт из Мексики упал на 91% до совсем незначительных
объемов - 0,084 млрд. куб. м. Объем экспорта газа из США в Канаду и Мексику
вырос на 33% в 2011 г. по сравнению с 2010 г. и составил 40,2 млрд. куб. м.
Экономика сланцевой газодобычи, развившаяся на фоне очень
высоких рыночных цен с пиком в середине 2008 года, позднее на этапе своего
становления оказалась под давлением сложной ценовой конъюнктуры. Цены поставки
газа из сланцевых пород по-прежнему остается одним из самых неочевидных
вопросов. Они широко варьируются у компаний, работающих на различных плеях, и
зависят от целого ряда факторов.
Так, капитальные затраты в основном определяются затратами на
сооружение скважин. Средняя стоимость скважины составляет от 2,5 до 9,2 млн.
долл. Капитальные затраты на сооружение скважин на сланцевый газ, несмотря на
развитие технологий, в последние два-три года несколько возросли из-за
удорожания материалов, роста заработной платы и ужесточения экологического
контроля, а также повышения технологических показателей самих скважин. Удельные
капитальные затраты также в высокой степени зависят от объёма газа,
извлекаемого из скважины. Лучшие сланцевый скважины в США имеют коэффициент
извлечения от 150 до 300 млн. куб.м, но чаще показатель в 10-100 раз ниже.
Операционные затраты на добычу - наиболее переменчивая
величина в сланцевой газодобычи, напрямую зависящая от производственной
специфики компании и условий добычи.
Еще одна составляющая цены поставки - налоги и роялти -
определяется действующим на территории всей страны и в каждом штате фискальным
режимом.
Cущественной особенностью экономики сланцевой газодобычи
является очень короткие инвестиционные циклы проектов. Для крупных мировых
газовых проектов инвестиционные циклы могут измеряться десятилетиями и
необходимо на весь этот период показать экономическую эффективность - гарантии
сбыта и приемлемые цены. Короткий срок разработки и действия сланцевых скважин
позволяет более оперативно реагировать на рыночную ситуацию и корректировать
инвестиционную политику. С увеличением доли сланцевой газодобычи, газовая
отрасль становится более гибкой и в принципе должна быстрее балансировать
рынок.
Основным финансовым инструментом, активно используемым
американскими компаниями, является хеджирование, что позволяет производителям
продавать товар по более высокой цене, фиксируя цену продажи части продукции в
будущем. По данным на середину 2012 г., в целом по США компании «сланцевого»
сектора хеджировали до 70% своей продукции. Потери от хеджирования наблюдались
в 2008 г. при пике цен на природный газ, когда компании заранее продали часть
своей будущей продукции по более низкой цене, а прибыль была получена с момента
коллапса цен на Хенри Хаб с начала 2009 г., когда производителям удалось загодя
застраховаться по более высоким ценам.
Бум в газовой промышленности в значительной степени
объясняется огромными объёмами сложного, нестандартного финансирования,
предоставленного инвестиционными банками, такими как Goldman Sachs, Barclays и Jefferies&Company. Большая часть денег,
которые банкиры привлекли для американских операторов, пришла из зарубежных
нефтяных и газовых компаний, таких как Total, China National Offshore Oil Corporation, которых убедили, что
«Американская сланцевая революция - это та возможность, мимо которой нельзя
пройти».
Наиболее наглядно результаты подобной политики видны на
примере Chesapeake, который, как и многие другие игроки рынка сланцевого газа,
заключил много сложных финансовых сделок, которые не позволили своевременно
сократить добычу для удержания цен. Казавшееся еще недавно спасением
хеджирование будущих продаж обернулось не только обязательствами продолжать
убыточную добычу, но и перестает быть прибыльным финансовым инструментом.
Единственным разумным выходом в подобной ситуации для
компаний сектора явилось бы сокращение добычи газа с неизбежной последующей
корректировкой его цены в сторону увеличения, поскольку минимальным порогом,
при котором сланцевый газ выйдет из «красной зоны», является уровень цен в 150
долл./тыс. куб.м, обеспечивающий покрытие не только операционных, но и
капитальных затрат, а также приемлемую норму рентабельности для компаний
отрасли. Весь вопрос в том, сумеют ли компании «дотянуть» до окончания уже
принятых на себя обязательств по добыче с продажей по заранее фиксированной
цене, не прибегая к новым кабальным финансовым схемам.
.2 Международная торговля
природным газом
Сегодня международный рынок природного газа представляет
собой три взаимосвязанных региональных рынков - европейский, американский и
азиатско-тихоокеанский.
Кроме регионального деления рынков, на которые приходится
объем потребления в размере 3223 млрд. куб. м за 2011 г. существует деление по
методам доставки газа, согласно которому газ поставляется с помощью
магистральных трубопроводов или газовых танкеров в сжиженном виде. Объем
торговли по газовым магистралям за 2011 год составил около 600 млрд. куб. м
газа в год, а на рынке сжиженного природного газа около 300 млрд. куб. м. за
тот же период. При этом стоит отметить то, что рынок СПГ с 2001 по 2011
увеличился в более чем два раза с 142,95 млрд. м3 до 330,8 млрд. м3
в 2011 г., при росте рынка трубопроводного газа за тот же период всего на 40%.
Начнем с американского рынка природного газа. Еще около 5 лет
назад это был рынок со стремительно растущим импортным потенциалом. США была и
остается страной с растущей экономикой, нуждающейся во все новых больших
объемах газа.
Канада была основным экспортером газа для США и согласно мнению
аналитиков к 2015 году Штаты должны были начать импортировать СПГ в больших
объемах (см. Рисунок 1.5).
Рисунок 1.5 Потребление, производство и импорт природного газа в
США
Именно для этой цели на побережье США активно строились
регазификационные СПГ терминалы. Постоянный рост потребления газа в США привел
к росту цен на традиционный природный газ. Увеличение цен на рынке (см. Рисунок
1.6) и ряд других факторов, свойственных только США, среди которых можно
выделить развитую систему газопроводов, законодательство в отношение частной
собственности на землю, а также наличие компаний производящих оборудование для
добычи полезных ископаемых и многое другое, создало возможность для начала
промышленной разработки месторождений сланцевого газа (СГ).
Рисунок 1.6 Спотовая цена на газ на Henry Hub, долл.США/мил. БТЕ
Удачное развитие технологии добычи СГ повлекло за собой
существенную трансформацию американского энергетического рынка. В частности,
доля угля в выработке электроэнергии упала до рекордно низкой отметки в 35%.
В последние пять лет добыча сланцевого газа в США стала
активно развиваться. В начале разработки сланцевых месторождений в 2007-2009
гг. цена на газ составляла 250-350 долл./тыс. куб. м при себестоимости добычи
СГ более 150 долларов. Дальнейшее развитие технологии позволило увеличить
производство газа в стране и выйти на первое место по добычи газа в мире.
В этой связи возник всплеск предложения газа на рынке США, которые
естественно вызвал падение цен. Стоимость газа с максимального значения в 2008
году упала более чем 4 раза к 2012 г. (см. Рисунок 1.6). Появление дешевого
топлива (на 28.01.2013 около 117 долл. за 1000 куб. м) запустило процессы
промышленного восстановления и перевода некоторых производств обратно на
территорию Северной Америки.
Прирост в добыче газа на территории Штатов привел к уменьшению
экспортируемого газа, в том числе из Канады (см. Приложение H). Увеличение
объёмов добычи газа снизило цены на энергоноситель на внутреннем рынке (с 226$
за кубометр в 2008 г. до 112$ в конце 2011 года), Такие изменения повлекли к
тому, что доля угля в выработке электроэнергии упала до рекордно низкой отметки
около 500 млн. тонн нефтяного эквивалента (см. Приложение B). «Сланцевый бум» и
снижение цены на природный газ дали возможность американским газодобывающим
компаниям начать разрабатывать масштабную программу по экспорту СПГ за счет переоборудования
регазификационных терминалов.
С учетом этого, на современном этапе развития власти Соединенных
Штатов начали прорабатывать вопрос экспорта СПГ. Так, у Министерства энергетики
США накопилось около 18 заявок на осуществление поставок СПГ общим объемом
более 120 млрд. куб. м, что составляет около трети сегодняшней торговли СПГ.
Регулирующие органы не спешат с выдачей таких разрешений, изучая возможный
эффект от этого решения на внутренний рынок страны. Если пойти по пути
неограниченного экспорта СПГ, это чревато увеличением цен на внутреннем рынке
США на газ на 15-50 % в течение первых пяти лет. Подобная конъюнктура на
газовом рынке способна поставить под угрозу срыва планы правительства США по
приданию дополнительной динамики экономике страны за счет открытия на волне
дешевых цен на «голубое топливо» новых производств и расширения уже имеющихся.
Особенно это касается предприятий химической и металлургической промышленности,
заводов по производству удобрений и стекла. Важность недопущения существенного
роста стоимости газа также обусловлена нацеленностью действующей администрации
на осуществление перевода энергогенерирующих отраслей и транспорта на этот
более экологичный вид топлива. При строительстве СПГ терминалов необходимо
учитывать то, что прироста основной добычи планируется добиваться за счет
дальнейшего освоения СГ. В этом контексте тревожно выглядит тот факт, что
реальный срок жизни скважин «нетрадиционного» газа значительно ниже
«традиционного».
По подсчетам компании Cheniere Energy, самую низкую прибыль от
реализации СПГ по ценам региональных рынков за минусом транспортных и
производственных расходов компания может получить при поставках в Европу (около
150 долл./тыс. куб. м), при поставках в АТР - почти 200 долл./тыс. куб. м, а
самая высокая доходность прогнозируется в странах Латинской Америки - 280 тыс.
куб. м. Подобные расчеты могут свидетельствовать о приоритетах будущих поставок
СПГ из Северной Америки. При этом прошу особое внимание обратить на то, что
даже если учесть достаточно оптимистичный уровень цен и небольшой объем
импортного рынка Латинской Америки европейское направление оказывается наименее
доходным.
Положительный эффект от экспорта газа Штатами интуитивно следует
ожидать исходя из общих положений современной экономической науки.
Следующим региональным рынком газа, о котором можно и нужно
говорить является рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Согласно Приложению F
этот рынок не только нарастил производство почти в два раза с 272,1 млрд. куб.
м в 2000 г. до 479,1 млрд. куб.м. в 2011, но и потребление с 308,3 млрд. куб. м
до 590,6 млрд. куб. м соответственно. На этом рынке представлены основные
потребители Китай, Япония, Индия, Таиланд, Южная Корея и т.д., и производители
Австралия, Малайзия и Индонезия. Из-за своего особенного расположения страны
данного региона в меньшей степени способны получать газ за счет магистральных
трубопроводов и в большинстве своем закупают сжиженный природный газ.
Постоянным лидером в области потребления СПГ в мире и в АТР остается Япония. За
2011 год страна восходящего солнца потребила 105,5 млрд. куб. м газа показав
рост более чем в 10% по сравнению с 2010г., а в 2012 г. около 127 млрд. куб. м
показав уже рост в 20 %. Постоянное потребление и рост СПГ в стране связан в
первую очередь с отсутствием возможных для разработки месторождений газа,
высокотехнологичным (постиндустриальным) развитием промышленности, а также с
прекращением атомной программы в стране по причине серьезных последствий от
землетрясения и наводнения в марте 2011г.
Больше половины СПГ импортируется Японией из стран
Азиатско-тихоокеанского региона (Малайзия (20,3 млрд. м3),
Австралия(19,0 млрд. м3), Индонезия (12,6 млрд. м3),
Бруней (8,4 млрд. м3)) остальные объемы поставлялись из Катара (15,8
млрд. м3) и России (9,8 млрд. м3). Более десяти лет назад
в 2001 г. ситуация обстояла следующим образом: Япония потребляла около 74 млрд.
м3 из которых Индонезия поставляла 22,74 млрд. м3,
Малайзия 15,27 млрд. м3, Австралия 10,05 млрд. м3, Бруней
8,2 млрд. м3, Катар 8,3 млрд. м3, ОАЭ 6,89 млрд. м3.
Стоит отметить несколько факторов, присущих
Азиатско-тихооеканскому рынку: весь производимый странами экспортерами газ
(магистральный и сжиженный) распродается в этом же регионе; высокий спрос на
углеводороды со стороны Японии, Китая, Индии, Южной Кореи придает импульс росту
цен. В связи с этим один из главных и перспективных производителей СПГ в
регионе - Австралия планирует увеличивать производство газа (см. Рисунок 1.7).
Рисунок 1.7 Экспорт СПГ Австралией
Согласно статистическим данным с 2001 по 2011 г. экспорт СПГ из
Австралии увеличился с 10,2 млрд. куб. м до 25,9 млрд. куб. м и к 2020 году
Сидней планирует вывозить в сжиженном состоянии около 70 млрд. куб.м. В стране
начато впечатляющее число проектов по производству СПГ (см. Рисунок 1.8).
В настоящее время инвестиции в строительство заводов по
производству СПГ в Австралии составляют примерно 180 млрд. долл. К 2018 г.
страна собирается обогнать Катар по объемам экспорта сжиженного газа. Число
линий по сжижению вырастет с 7 до 24, а их общая мощность увеличится в три раза
- с 30 до 100 млрд. куб.м. Однако рентабельность австралийских проектов по
сжижению газа сейчас находится под сомнением. Растущие строительные расходы
сокращают маржу компаний, а появляющиеся на рынке конкуренты угрожают снизить
цены на голубое топливо. Стоимость строительства завода по производству СПГ в
Австралии - самая высокая в мире. Менее чем за десятилетие она подскочила в 4
раза, увеличившись до 4 тыс. долл. за тонну сжиженного газа.
В скобках указаны экспортные объемы в млн. тонн в год.
Рисунок 1.8 Австралийские проекты СПГ
Увеличивающийся объём экспорта австралийского газа в первую
очередь пойдет на замещение выбывающих японских мощностей в ядерной энергетики,
увеличение экспорта СПГ Китаем, Южной Кореей и Индией. В частности, согласно BP Statistical Review of World Energy June 2012: в Японии
потребление ядерной энергии в 2010 г. составляло 66,2 млн. тонн нефтяного
эквивалента (toe). После известных Вам событий в марте 2011 г. и выбранной
японским руководством стратегии, направленной на отказ от использования атомной
энергетики, в 2011 г. АЭС выработано всего 36,9 млн. тонн нефтяного эквивалента
- падение более на 40%. При этом за аналогичный период Япония увеличила
потребление газа с 85 до 95 млн. тонн нефтяного эквивалента рост на 11,8%.
Таким образом, при самых легких подсчетах Японии будет
необходимо еще около 40 млрд. куб. м газа для покрытия выбывающих (36,9 млн.
toe) мощностей АЭС. Такой объем можно будет взять, в том числе из Австралии.
Еще одним перспективным газовым локомотивом в потреблении и
возможно в производстве постепенно становится Китай.
Газовый рынок Китая продолжает оставаться одним из наиболее
трудно прогнозируемым, так как на него оказывают влияние не только традиционные
экономические факторы, такие как ситуация в мировой экономике, но и
неопределенности, связанные с ценовой и энергетической политикой государства.
Динамика и структура потребления углеводородов в Китае находится
под пристальным вниманием руководства КНР. С одной стороны, власти страны
выступают за улучшение экономической ситуации в государстве, что может быть
достигнуто только путем сокращения доли угольных электростанций и ввода новых,
экологически чистых газовых, а, с другой стороны, Пекин планирует продолжить
осуществлять политику сдерживания роста цен на электричество для национальных
потребителей. Несмотря на то, что китайское руководство приняло в 2011 г. в
качестве ориентира на 12-ю пятилетку увеличение доли использования газа в
структуре энергопотребления до 8 % (примерно 230 млрд. куб. м к 2015 г.), это
не подразумевает рост объёмов импорта газа в Китай из-за рубежа. Китайские
расчеты, в первую очередь, ориентированы на развитие внутренней добычи газа (к
2015 - 120 млрд. куб. м) и в них учтены лишь ресурсы с подтвержденных
месторождений традиционного газа и его эквивалента, получаемых из твердых пород
и угольных пластов.
Базовые работы по формированию национального газового рынка
китайцы предлагают завершить к 2015 г. К тому моменту сеть магистральных
трубопроводов достигнет 90 тыс. км, будет создана система подземных хранилищ
газа. Годовое потребление газа в КНР к 2015 г. запланировано на уровне 230-260
млрд. куб. м, а к 2020 г. данный показатель намечено довести до 400 млрд. куб.
м, что соизмеримо с объемами закупок газа во всем Евросоюзе. В связи с тем,
что, в качестве основного источника сырья в Пекине рассматривают освоение
собственной ресурсной базы на ближайшие десятилетия ведущая роль отводится
разработке месторождений «традиционного» природного газа, возможности
ежегодного прироста добычи которого оцениваются в профильных структурах КНР в
10 млрд. куб. м. Благодаря этому Китай намерен в 2015 г. производить 150 млрд.
куб. м природного газа, в 2020 г. - около 200 млрд.
Наряду с этим Госсовет КНР утвердил весьма амбициозные планы по
освоению сырья из «нетрадиционных» источников. Программа амбициозно потому, что
Китай не имеет достаточно развитой транспортной инфраструктуры (см. Рисунок 1.9),
существует неопределенность схем финансирования проектов по добычи СГ,
наличествуют длительный сроки согласования и геология сланцевых газоносных
формаций на уже пробуренных скважинах в Китае пока существенно уступают
американским. Так, добычу СГ планируется фактически с нуля довести к 2015 г. до
6,5 млрд. куб. м и к 2020 г. при благоприятных условиях до 60-100 млрд. куб.
м., метана угольных пластов и угольных шахт - до 20 млрд. куб. м к 2015г.
Рисунок 1.9 Главные сланцевые плеи и основная газопроводная
система Китая
Китай обладает потенциально огромными запасами сланцевого
газа, по начальным подсчетам, объем добываемого сырья составит 25,1 трлн. куб.
метров, а по подсчетам Международного энергетического агентства объем может
достигать 36 трлн. куб. м.
В Китае решающим фактором освоения сланцевых ресурсов станет
наличие воды. Страна с количеством
населения в 21% от мирового обладает только 6% водных ресурсов. Дефицит воды
вызывает беспокойство потенциальных инвесторов в разведку и добычу (см. Рисунок
1.10). С учетом проблем с водоснабжением в некоторых областях КНР, Пекин уже
исключил Таримский газовый бассейн из разработки сланцев.
Примечание:
Коричневым цветом указаны регионы в высоким дефицитом воды.
Серый цвет демонстрирует отсутствие данных
Фиолетовым цветом обведены бассейны месторождений сланцевого газа
Рисунок 1.10 Нахождение сланцевых плеев и распределение воды на
территории Китая
Источник: Maplecroft
Немаловажную роль в развитие газовой индустрии КНР отводится
организации диверсификации каналов импорта сырья (см. Рисунок 1.11). Так, к
2011 г. из-за рубежа на китайский рынок было поставлено около 32 млрд. м3
газа, из которых 15,2 млрд. м3 - по трубопроводу из Центральной Азии
и 16,8 млрд. м3 - СПГ. В 2012 году импорт запланирован на уровне 45,
при этом из Центральной Азии газ составит 25 млрд. м3. В 2013 г.
объём экспорта центрально-азиатского газа в КНР должен составить уже 31,9 млрд.
м3 (24,9 из Туркмении, 5 из Узбекистана и 2 из Казахстана), в 2014 -
46,6 (35,6; 9 и 2), в 2015 г. - 55,5 (42,5; 10; 3).
Рисунок 1.11 Поставщики СПГ в Китай, в 2011
Источник: FACTS Global Energy
В завершающую стадию вступили работы по сооружению Китаем
газопровода с шельфа Мьянмы пропускной способностью - 12 млрд. м3 в
год, его ввод в эксплуатацию намечен на середину 2013 г.
К настоящему моменту в КНР действуют 5 терминалов по приему
СПГ и еще четыре находятся в стадии строительства. Суммарная пропускная
способность девяти терминалов составит примерно 50 млн. тонн (66,7 млрд. куб.м)
в год. На различных стадиях утверждения находятся еще до 10 заявок на
строительство новых терминалов.
При этом стоит отметить то, что Австралия стала крупнейшим и самым
дешевым поставщиком, а Катар - самым дорогим (см. Рисунок 1.12). Для сравнения
в январе 2012 г. китайцы приобретали газ по цене $306,73 долл. за 1 тыс. куб. м
(CIF на границе Туркмении и Узбекистана, где,
по сути, берет начало газопровод Центральная Азия-Китай).
Рисунок 1.12 Экспортные потоки газа в Китай за октябрь 2012 г.
Источник: FACTS Global Energy
Азиатско-тихоокеанский рынок остается региональным, но ему
присущи черты глобального. Это объясняется тем, что ближневосточные и
африканские экспортеры СПГ поставляют на рынок АТР довольно большие объемы
своего газа и тем, что некоторые страны экспортеры магистрального газа в Европу
(Россия, Туркменистан, Иран) стремятся также направить часть своего экспорта в
страны АТР. Все экспортеры газа пытаются «застолбить» хоть какую-то долю
растущего рынка в данном регионе. В 2011 производители региона поставили около
97 млрд. куб. м СПГ и 29 млрд. куб. м магистрального газа. Более 60% (207,3
млрд. куб. м) мировых поставок СПГ приходится на Азию и 6% магистрального (43,2
млрд. куб. м).
Естественный экономический рост и увеличение доли газа в
общем объеме потребляемых ресурсов в странах АТР вызывает повышенный спрос на
газ. Ужесточается конкуренция между «большой тройкой» азиатских потребителей
газа - Японией, Южной Кореей и Китаем - за ограниченные объемы поставок СПГ с
Ближнего Востока. К ним добавляется целый ряд государств Азии, планирующих или уже
строящих приемные терминалы СПГ: Индонезия, Малайзия, Таиланд, Вьетнам. По
прогнозам к 2016 г. совокупный объем импорта СПГ азиатскими странами достигнет
почти 300 млрд. куб. м в год, что составляет почти весь сегодняшний экспорт
СПГ.
Однако удовлетворение столь быстро растущего спроса может
оказаться проблематичным. Масштабная программа Катара по расширению мощностей
по сжижению газа, ставшая одним из факторов переизбытка в 2009-2010 гг. газа,
завершена. В РФ и Австралии уже реализуются проекты СПГ общей мощностью 60
млрд. куб. м, а также проекты в США и Канаде еще на 165 млрд. куб. м находятся
на стадии рассмотрения.
Однако, как в США и Канаде в России ни один из предлагаемых
проектов не будет завершен до 2018 г., так и в Австралии сооружение заводов СПГ
общим объемом в 60 млрд. куб. м сталкивается с проблемами: дефицит рабочей
силы, природные катаклизмы, удорожание строительства. В результате к 2016 г. в
строй вступят не более 27 млрд. куб. м австралийских мощностей.
В итоге мировые мощности по производству СПГ до 2018 г. будут
уступать глобальным регазификационным мощностям. Это создает основу для
заметного ужесточения в ближайшие годы конкуренции потребителей за поставки СПГ
и роста цен на большинстве региональных рынков. Азиатские страны в возрастающей
степени будут выкупать свободные объемы СПГ из любых стран, забирая их с
европейского рынка.
Самым важным на сегодняшний день для России остается
европейский региональный рынок. Этот рынок начался с российско-германских
договоренностей о поставках газа. В дальнейшем Россия начала поставлять
магистральный газ и в другие страны Европы. Таким образом, сформировался
европейский региональный рынок природного газа.
Представленный ниже Рисунок 1.13 демонстрирует европейские
страны-импортеры российского газа. При этом видно, что чем дальше от экспортера
- Франция, Италия, Греция - тем цена на газ выше. Кроме того, стоит отметить
то, что Россия не поставляет газ на окраины Европы - Португалию, Испанию и в
страны, имеющие свои, более близкие источники альтернативного газа - Норвегия,
Дания и Швеция.
Рисунок 1.13 Европейский региональный рынок газа
На сегодняшний момент в Европе сформировался рынок газа со своими
основными поставщиками в виде России, Норвегии, Алжира и Катара (см. Рисунок 1.14)
и основными потребителями (Великобритания, Германия, Франция, Италия, Испания,
Нидерланды).
Однако после 2010 года из-за ряда событий Европейский союз
разработал новую стратегию, согласно которой страны Европы должны следовать
трем основным направлениям:
1. Разумный рост: развитие экономики,
основанное на знаниях и инновациях.
2. Устойчивый рост: создание
экономики, основанной на целесообразном использовании ресурсов, экологии и
конкуренции.
. Всеобъемлющий рост:
способствование повышению уровня занятости населения, достижение социального и
территориального согласия.
Источники данных - «Газпром», Statoil, Quatargas.
Рисунок 1.14 Объемы газа поставленного основными поставщиками газа
в Европу в 2011 г, в млрд. м3
В связи с этим страны ЕС должны объединить в общую систему
свои национальные газовые рынки тем самым создавая единый рынок потребителя
газа. Европейские государства постепенно формируют будущие газовые центры или
хабы где будут происходить сделки по покупке и продаже газа (Италия, Германия,
Австрия, Турция). А с другой стороны, чтобы обезопасить свое население от
заморозков самостоятельно договариваются используя долгосрочные контракты об
импорте природного газа и увеличивают количество каналов поставок
энергоносителей.
Рисунок 1.15 демонстрирует постепенное увеличение количества
маршрутов доставки углеводородов, в том числе за счет развития
регазификационных СПГ терминалов на территории стран ЕС.
Кроме того, такие страны как Германия, Италия и ряд других
сооружают «Северный и Южный потоки» для стабильного снабжения газом своих
экономик.
Примечание:
Красным указаны СПГ терминалы существующие, Желтым строящиеся и
Зеленым проектируемые.
Рисунок 1.15 СПГ терминалы Европы
Как было уже отмечено выше (см. Рисунок 1.1) создание сжиженного
природного газа имеет практически постоянные издержки при доставке газа в
независимости от расстояний транспортировки. Проблема в том, что издержки эти
постоянные, неснижаемые и они больше издержек на транспортировку газа по
магистралям. Каждый раз, сжав и охладив природный газ, чтобы погрузить его на
газовый танкер, тратится около 65$ за 1000 м3 газа. В связи с этим,
СПГ оказывается менее выгоден в независимости от расстояний доставки -
сжижение, погрузка на борт, выгрузка и регазификация отнимают слишком много
энергии и денег, а в случае с Европой Катару не надо каждый раз пересекать
Суэцкий канал и конкурировать с ценой трубопроводного газа из Норвегии и
России. Таким образом, становится понятно, почему на европейском рынке цена на
газ на открытом рынке мала.
Таким образом, СПГ остается дополнительным источником, а основным
остаются газопроводы.
Однако, страны Европы выбрали стратегию поступательного развития и
некоторые государства из данного региона хотят обеспечить свою национальную
энергетическую безопасность любыми способами. Таким образом, они (страны)
пытаются воспроизвести «сланцевую революцию», произошедшую в США.
В апреле 2011 г. Управление энергетической информации США опубликовало
отчет, в котором технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в мире
оцениваются в 185 трлн. куб. метров. В странах Европы разведанные запасы
сланцевого газа в совокупности составляют почти 10% (17,7 трлн. куб. м) от
общемирового показателя. Однако на сегодняшний день опыт разработки
месторождений сланцевого газа в Европе слишком мал для того, чтобы провести
оценку имеющихся потенциальных ресурсов.
Предположительно, запасами сланцевого газа обладают как минимум 16
стран Европы, включая Украину, но при этом, ни один из газоносных комплексов
еще не был введен в промышленную эксплуатацию. Более половины всех оценочных
запасов сланцевого газа в Европе сосредоточено в двух странах. Наибольшие из
них расположены в Польше - 5,3 трлн. куб. метров; они составляют 29% от
общеевропейского объема запасов, но менее 3% от общемировых запасов сланцевого
газа. Второе место после Польши с минимальным отрывом занимает Франция, чьи
ресурсы сланцевого газа оцениваются в 5,1 трлн. куб. метров (28% от общеевропейского
объема запасов). Лишь малая доля этих ресурсов может в будущем оказаться
рентабельной для целей промышленной добычи.
Активные действия по развитию сланцевой газодобычи в Европе
связаны с Польшей, где первые работы начались еще в 2007 году. В марте 2012 г.
Государственный институт геологии Польши (PIG) опубликовал исследование,
сделанное совместно с Геологической службой США. Согласно полученным данным,
извлекаемые ресурсы сланцевого газа в Польше составляют в среднем около 550
млрд. куб. м газа, что почти в 10 раз меньше ранее озвученных оценок. По
оценкам различных международных ведомств, затраты на добычу сланцевого газа в
Европе окажутся на 50% выше, чем в США, составив 180-360 долл./тыс. куб. м.
Помимо Польши потенциально перспективными регионами добычи
сланцевого газа считаются также Франция, Австрия, Германия, Нидерланды и
Великобритания.
Таким образом, ЕС хоть и включилась в поиски сланцевого газа на
своей территории, за минувшие пять лет практически не получила обнадеживающих
результатов ГРП. За это время тема сланцевой газодобычи получила широкий
общественный резонанс, что в итоге уже привело к принятию запретительных мер в
некоторых европейских государствах. Добыча незначительных объемов сланцевого
газа в Европе возможна не ранее 2020 г.
В условиях ухудшения экономической ситуации в Европе динамика
потребления природного газа в целом останется слабой. Будет наблюдаться падение
потребления газа в электрогенерации, поскольку низкие цены на уголь и
минимальные стоимость эмиссионных углеводородных сертификатов оставляет
производство электроэнергии на угольных станциях конкурентоспособным.
Сокращение доли поставок СПГ из-за Азиатско-Тихоокенаского рынка будет
компенсироваться предполагаемым вводом новых мощностей трубопроводных проектов.
Рост объемов газопроводных поставок (из России, Норвегии и Алжира) может быть
также стимулирован изменением условий долгосрочных контрактов (большая
ориентация их формулы на спотовые цены), что приведет к снижению стоимости
трубопроводного газа.
Глава 2. Проблемы и перспективы
развития российской газовой отрасли
2.1 Современное состояние российского
газового комплекса
Россия играет ключевую роль в мировой экономике как поставщик
минерального сырья. Практически все известные на Земле полезные ископаемые в
том или ином количестве имеются и в России; по запасам и добыче многих из них
наша страна входит в число мировых лидеров. Добыча и переработка минерального
сырья остается фундаментом российской экономики. Экспорт сырой нефти,
нефтепродуктов, природного газа и сжиженного газа обеспечивает более половины
валютных поступлений в страну. Процент продукции минерально-сырьевого комплекса
(сырая нефть, нефтепродукты, природный газ и сжиженный газ) в российском
экспорте в 2011 г. достиг 63% (в 2001 г. он составлял 51%).
Начальные суммарные ресурсы газа Российской Федерации
оцениваются в 235,6 трлн. кубометров, из них примерно 160 трлн. - на суше и
около 76 трлн. - на шельфе. На долю разведанных запасов, оцененных по категории
С2, приходится 47,57 трлн. куб. м или 20% от общего объема ресурсов. Следующими
странами после России по запасам газа являются Иран с 33,07 трлн. м3,
что составляет 17,2% мировых запасов и Катар с 25,2 трлн. м3 (13%
мировых запасов).
На территории России открыто более 830 месторождений
природного газа, 360 из которых вовлечены в разработку. Добыто в Российской
Федерации природного газа с 1985 по 2011 гг. 14801,5 млрд. м3 .
Перспективные ресурсы оцениваются в 157,5 трлн. м3.
Важнейшей геологической особенностью разведанных запасов газа
Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве
месторождений. Основным районом сосредоточения запасов (37 трлн. куб. м или 77%
от общего размера запасов) являются северные районы Западной Сибири -
территория ЯНАО.
Запасы второго в мире Уренгойского месторождения оцениваются
в 10,2 трлн. куб. м, Ямбургского - 5,242 трлн. куб. м, Бованенковского - 4,4
трлн. куб. м (см. Приложение F).
По объемам добычи и запасам газа в России самой крупной компанией
является ОАО «Газпром» (см. Приложение D). Предприятия ОАО «Газпром» имеют
лицензии на геологическое изучение и разработку месторождений, в которых
сосредоточено порядка 35 трлн. куб. метров (75% от общего объема) российского
газа.
Следующим по объемам запасов является компания ОАО «НОВАТЭК» с
1,321 трлн. куб. м природного газа. Данный показатель выводит данную компанию
на второе место в российском рейтинге по объему доказанных запасов и на пятое
место в рейтинге крупнейших в мире. Месторождения «НОВТЭКА» расположены в
Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации - в крупнейшем регионе по
добыче природного газа, на долю которого приходится около 84 % российского
объема добычи.
По предварительной оценке, в Российской Федерации добыто
природного газа в 2012 г. в объеме 654,4 млрд. куб. м, что ниже уровня 2011
года на 14,6 миллиарда кубометров, или на 2,1 %. Резко сократили добычу
природного газа предприятия Группы «Газпром» - на 5,7 процента. Однако
увеличили добычу газа в 2012 году по сравнению с предыдущим годом нефтяные
компании - на 6,4 процента, и ОАО «НОВАТЭК» - на 6,6 процента (см. Приложение D).
Экспортные поставки газа трубопроводным транспортом в 2012 году
составили 181,4 миллиарда кубометров, по сравнению с прошлым годом сократились
на 8,8 миллиарда кубометров, или на 4,6 процента. Сокращение поставок газа на
экспорт происходит вследствие снижения поставок газа на Украину и страны
Европы.
Российская Федерация совместно с рядом европейских государств
реализует проект «Северный поток». Стратегическим преимуществом проекта
является возможность диверсифицировать транспортные маршруты российского
экспорта, повысить надежность экспортных поставок, оптимизировать транспортные
потоки и увеличить объёмы экспортных поставок. Кроме того, российский участок
газопровода позволит решить вопросы, связанные с поставками газа потребителям
северо - западного региона России.
Российский сухопутный участок для подачи газа в "Северный
поток" протяженностью 917 километров проложен от Грязовецкого
газотранспортного узла системы газопроводов «СРТО - Торжок» по территориям
Вологодской и Ленинградской областей до бухты Портовой (г.Выборг). Газопровод
«Северный поток» протяженностью 1224 километра проходит от бухты Портовой через
акваторию Финского залива и Балтийского моря непосредственно до побережья
Германии (г. Грайфсвальд).
В Германии "Северный поток" состыкован с газопродом
«ОПАЛ» (от грйфсвальда в направлении Ольбернау), в дальнейшем планируется
соединить его со строящимся газопроводом «НЕЛ» (от г. Грайфсвальда в
направлении г. Редена).
Ежегодная производительность газопровода - до 55 миллиардов
кубометров (две нитки по 27,5 млрд. куб. м в год). Сырьевой базой поставок для
газопровода является газ из Единой системы газоснабжения. Основные целевые
рынки поставок газа - Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция и Дания.
Также Россия реализует проект газопровода «Южный
поток», направленный на укрепление энергетической безопасности Европы. Это
ключевой проект в рамках стратегии по диверсификации маршрутов поставок газа в
ЕС. Напрямую соединив поставщиков с потребителями углеводородов, «Южный поток»
значительно повысит безопасность энергоснабжения всего европейского континента.
В средне- и долгосрочной перспективе спрос на газ в ЕС
будет возрастать. Страны, которые ранее не потребляли газ в больших объемах для
промышленных нужд, скорее всего, будут ориентировать свои экономики на его
использование, так как уголь, мазут и атомная энергетика существенно уступают
газу по экологичности. И несмотря на то, что сегодня собственная добыча все еще
обеспечивает значительную долю внутреннего европейского потребления, со
временем ее доля будет неуклонно сокращаться. Европе будут необходимы
увеличение импорта природного газа и, естественно, новые мощности по его транспортировке.
Таким образом, основными вопросами энергобезопасности
европейского континента становятся наращивание объемов поставок газа и
исключение транзитных рисков. Именно этим критериям полностью соответствует
инициатива по строительству «Южного потока».
В пределах полуострова Ямал открыто 26
месторождений, разведанные запасы газа которых составляют 10,4 трлн. куб. м. В
ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение
месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и другие) в
размере от 166 до 198 млрд. долларов США.
В октябре 2012 года началась промышленная добыча газа в новом
крупном газоносном регионе - на Ямале. Введена в эксплуатацию первая очередь на
крупнейшем нефтегазоконденсатном месторождении полуострова - Бованенковском - с
запасами газа (категории С1+С2) порядка 4,9 триллиона кубометров и проектным
уровнем добычи 115 миллиардов кубометров. Для обеспечения транспортировки газа
от месторождений Ямала в Единую систему газоснабжения России построена первая нитка
системы магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта».
С 2010 года успешно реализуется проект, разработанный ОАО
"НОВАТЭК" и предусматривающий производство до 15 миллионов тонн СПГ в
год. В рамках проекта предусматривается освоение Южно - Тамбейского
месторождения, которое является одним из крупнейших на полуострове Ямал с
запасами порядка 1,3 триллиона кубометров газа. Строительство завода по
производству СПГ предполагается в три очереди, по 5 миллионов тонн СПГ каждая.
В 2012 году начаты работы по строительству инфраструктуры проекта (порт,
дороги, комплекс объектов жизнеобеспечения).
В рамках эффективного использования попутного нефтяного газа
реализуется проект на Харампурском месторождении. Суммарные инвестиции в
реализацию проекта - 15,4 миллиарда рублей, в 2012 году вложено 3,5 миллиардов
рублей. До конца года на Харампурском месторождении планируется ввести в
эксплуатацию дожимную компрессорную скважину с установкой подготовки газа
производительностью 1,2 миллиарда кубометров в год, предназначенную для закачки
ПНГ на временное хранение в пласт. Закачка будет осуществляться до окончания
строительства в 2016 году магистрального газопровода в 2016 году магистрального
газопровода от Харампурского месторождения для транспортировки газа в ЕСГ ОАО «Газпром».
Кроме того, реализуется проект эффективного использования
попутного нефтяного газа на Приобском месторождении, Салымской и Шапшинской
группах месторождений.
Проводятся активные работы по газификации
регионов России и строительству региональной газотранспортной и
газораспределительной инфраструктуры.
Запущен процесс постепенной управляемой
либерализации внутреннего рынка газа через создание электронной торговой
площадки, работающей по биржевым технологиям, на которой уже было реализовано
около 10 млрд. куб. м газа.
Отчасти из-за того, что положение «Газпрома» в Европе становится менее
стабильным, ему приходится развиваться в новом, восточном, направлении, пытаясь
выйти и захватить долю рынка в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.
Степень разведанности потенциальных ресурсов газа в России
составляет лишь 24,5%. Очень низкими показателями разведанности и
выработанности газовых ресурсов характеризуются Восточно-Сибирский и
Дальневосточный регионы, а также шельфы морей. Это указывает на большие возможности
дальнейшего расширения и освоения сырьевой базы газовой промышленности. В связи с этим приняты различного
рода законы и стратегии по развитию Востока России, в частности Восточная
газовая программа (ВГП). Кроме того,
планируются различного рода шельфовые проекты - Штокмановское месторождения,
шельфовые месторождения п-ова Ямал и т.п.
Восток России - это 60% территории страны; начальные
суммарные ресурсы газа суши Востока России - 52,4 трлн. куб. м, шельфа - 14,9
трлн. куб. м. Вместе с тем, геологическая изученность газового потенциала
региона является крайне низкой и составляет 7,3% для суши и 6% для шельфа.
Реализация Восточной газовой программы позволит сформировать здесь
принципиально новые центры газодобычи и развить систему газоснабжения, которая
по мере выполнения программы позволит сформировать Единую систему газоснабжения
России от Балтики до Тихого океана.
Основная цель газовой отрасли на востоке России это через развитие
газоснабжения и газификацию российских регионов переход к восстановлению
промышленности, созданию газопереработки, газохимии и гелиевой промышленности.
Поэтому реальное освоение газовых запасов Дальнего
Востока началось после того, как в конце 2006 года владелец национальной
газотранспортной системы (ГТС) государственный концерн «Газпром» получил
контроль в проекте «Сахалин-2», запасы которого составляют 900 млрд. кубометров
газа. А летом 2007 года он был назначен координатором правительственной
программы «создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы
добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа
на рынки Китая и других стран АТР».
ВГП предполагает создание пяти новых крупных
газодобывающих центров на востоке страны - Камчатского, Сахалинского,
Якутского, Иркутского и Красноярского. К 2030 году здесь совокупно должно
добываться свыше 150 млрд. кубометров газа в год (это сопоставимо с нынешними
годовыми поставками российского газа в дальнее зарубежье). Центры со временем
будут связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет
составной частью как единой системы газоснабжения России, так и создаваемой
евроазиатской газопроводной системы. Общий объем инвестиций в ВГП оценивается в
двадцатилетней перспективе в 2,4 трлн. рублей. Совокупный макроэкономический эффект
от ее реализации - более 27,8 трлн. рублей.
Кроме того, реализация ВГП в период с 2015-го по 2030
год обеспечит дополнительный рост валового продукта на Востоке России от 3,5 до
13,4% в год. Объем экспорта природного газа по трубопроводам при этом должен
составить около 50 млрд. кубометров в год, экспорт сжиженного природного газа -
не менее 28 млрд. кубометров.
Естественно, что реализацию этой программы «Газпром»
начал с наиболее подготовленных запасов - на Сахалине. Уже упоминавшийся завод
по сжижению природного газа (СПГ), построенный в рамках проекта «Сахалин-2»,
ежегодно выдает около 10 млн. тонн СПГ (около 5 % мирового производства СПГ),
который практически весь законтрактован Японией. В настоящее время компания
разрабатывает предварительное технико-экономическое обоснование возможности
строительства третьей очереди завода по производству СПГ на Сахалине.
В прошлом году был введен в эксплуатацию первый
пусковой комплекс газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток, доставивший
топливо в столицу Приморья, Южно-Сахалинск и на остров Русский, где пройдет
саммит АТЭС. В дальнейшем его мощность будет увеличена с 6 до 30 млрд. м3
газа в год. Сейчас там ведется монтаж подводного добычного комплекса и
укладываются морские трубопроводы.
Вместе с японскими компаниями «Газпром» начал готовить
технико-экономическое обоснование строительства СПГ-завода во Владивостоке
стоимостью около 7 млрд. долларов и мощностью 10 млн. тонн в год. На это
предприятие в 2016-2017 годах должен прийти первый газ с Чаяндинского месторождения.
При выходе на промышленную эксплуатацию Чаянда будет ежегодно давать по 25
млрд. кубометров газа. Для его вывода с месторождения в 2012 году газовый
концерн намерен начать строить газопровод длиной 2,7 тыс. километров.
В октябре прошлого года в дополнение к Кшукскому
месторождению (4 трлн. м3) началась добыча газа на Нижне-Квакчикском
месторождении (10, 25 млрд. м3 )на Камчатке (осенью 2011 года на
полуострове заработал газопровод до Петропавловска-Камчатского).
Кроме того, осуществляется проект «Сахалин-3» в
Охотском море, готовятся к разработке Штокмановское месторождение в Баренцевом
море и Приразломное - в Печорском. Геологоразведочные
работы проводятся в акватории Обской и
Тазовской губ.
В целом акватории морей - крупнейший резерв сырьевой базы газовой
промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических
возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий
России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных
условий (в частности - замерзающие моря, зоны паковых льдов).
Кроме того, газовый комплекс Российской
Федерации не изолирован и продолжает сотрудничество с различными государствами.
В новейшее время Россия продолжает сотрудничество с Европой (ныне - Европейский
союз). История этой кооперации насчитывает более чем 40-летнюю историю.
В 1960-1970-е годы была создана
разветвленная система трубопроводов, соединивших месторождения Западной Сибири
с электростанциями Западной Европы. У заключенного в 1970 г. «контракта века
«газ-трубы» были и сторонники, и противники - в том числе на полном серьезе
утверждавшие, что в случае военных действий трубопроводы из СССР на Запад могли
бы обеспечить снабжение советской армии горючим. Однако соглашение после
серьезной предварительной работы состоялось, и база нашего долгосрочного
сотрудничества в энергетической сфере была заложена.
До начала 90-х годов наша страна совместно
с партнерами по Совету экономической взаимопомощи соцстран осуществляли
развитие инфраструктуры энергоснабжения, ориентированной на европейских
потребителей. Тогда были реализованы крупнейшие проекты нефтепроводов
(«Дружба-1 и 2»), единой электроэнергетической системы «Мир»; осуществлялось
строительство атомных станций на территории стран СЭВ по типовым советским
проектам.
На следующем этапе (до начала 2000-х
годов) наше энергетическое сотрудничество продолжалось на фоне изменения
географической карты Европы, распада СССР и становления новых государств. Был
подписан Маастрихтский договор о создании Европейского союза, в ЕС появились
новые члены. В России были начаты экономические реформы: произошла
либерализация рынков нефти и угля. Была начата реализация проектов крупнейших
газопроводов «Ямал-Европа» и «Голубой поток». Иностранные (в том числе -
европейские) компании получили доступ к разработке российских нефтегазовых
месторождений, в том числе на условиях СРП - соглашений о разделе продукции.
Все это создало предпосылки для старта в 2001 году Энергодиалога
Россия-ЕС <#"659592.files/image016.gif">
