Мировой рынок природного газа

37

Введение

Основа современной цивилизации - производство различных видов энергоресурсов. Фактически до 60-х годов прошлого века обратное влияние развития человечества на окружающую среду, включая и истощение природных ресурсов, не рассматривалось. Более того, даже после осознания проблемы взаимосвязанного изменения уровня жизни с уровнем деградации естественных экосистем направление развития не изменилось: вырабатываемая энергия направляется на поддержание имеющихся производственных мощностей и на создание комфорта, т.е. фактически на создание новых производственных мощностей. Полностью решить глобальную проблему устойчивого развития и сохранения желательного экологического баланса пока не представляется возможным. Однако идея экологически чистой энергетики приводит не только к усовершенствованию технологий извлечения и утилизации ресурсов, но и к увеличению доли использования тех видов топлив, которые в наименьшей степени загрязняют окружающую среду. Из ископаемых топлив таким является природный газ - единственный углеводородный источник энергии, который приводит к сокращению доли углерода в мировом производстве энергии, что уменьшает негативное влияние на окружающую среду. Поэтому значение газа именно теперь, когда наращивание использования других видов энергоресурсов может привести к катастрофическим последствиям для экологии, особенно велико. Не претендуя на глобальный охват проблемы использования газа, в настоящей работе рассматривается задача о производстве и потреблении природного газа в контексте современного состояния экономического сектора, который является своеобразным промежуточным агентом, связывающим производство с потреблением и обратно. В работе рассматривается активно развивающийся мировой газовый рынок. Исследование и моделирование взаимовлияния спроса, предложения и цен на природный газ, а также уровня добычи в странах - поставщиках этого ресурса, является важной задачей не только с точки зрения прикладного экономического анализа, но и для оценки перспектив развития региональной энергетики в целом.

Хотя природный газ известен и используется с древнейших времен (например, во времена Конфуция в Китае уже бурились колодцы для газа на глубину до 500 метров), до недавних пор он не играл серьезной роли в энергетической системе. Глобальная энергетика возникла на основе использования древесины, а затем угля. Например, в то время, когда было достоверно зафиксировано первое коммерческое использование газа с целью освещения (1821 г., Фредония, штат Нью-Йорк), доля угля в производстве первичных энергоресурсов в США составляла 1%, а остальные 99% приходились на древесину. К концу XIX века нефть и газ в производстве первичных ТЭР в США все еще весьма мала - только 1% (газа производилось около 10 млрд. куб. м в год), и в отсутствие надежных трубопроводов (первый газопровод в США был проведен в 1883 г. в Питтсбург) газ находил лишь ограниченное применение. Однако уже к началу 40-х годов XX века газа в США добывалось (и потреблялось) уже порядка 100 млрд. куб. м в год, что составляло 90% мировой добычи.

В России газовая промышленность зародилась в конце 20-х годов ХХ века. В 1930 г. было добыто около 500 млн. куб. м, в 1940 г. - более 3 млрд. куб. м. В 1942 г. введено в разработку Елшанское месторождение в Саратовской области и построен газопровод Саратов-Москва. В 50-е годы были построены газопроводы Шебелинка-Москва и Ставрополь-Москва, в 60-е годы сооружены нитки Средняя Азия - Центр, Вуктыл-Торжок-Центр, в 70-80-е годы - системы газопроводов от гигантских месторождений Тюменского Севера в Европейскую часть России и на экспорт в зарубежную Европу.

В настоящее время в мире по газопроводам транспортируется около 75% потребляемого газа. В России практически весь газ передается этим способом. Новая эпоха транспортировки газа началась в 50-е годы, когда были открыты крупнейшие газовые месторождения в Алжирской Сахаре и возникла проблема подачи этого сырья в Европу через Средиземное море. Была создана технология сжижения газа и перевозки его специальными танкерами. По-видимому, рост доли использования сжиженного газа (LNG) будет продолжаться и в первой половине XXI века.

С развитием нефтедобывающей промышленности в больших количествах обнаружился так называемый попутный газ, который при отсутствии рынка просто выпускался в атмосферу или сжигался, а позднее часть его реинжектировалась обратно в нефтяные месторождения. Приблизительно половина всего попутного газа не находила использования. Экономически неэффективная практика сжигания газа в факелах достигла максимума в 1973 г. (210 млрд. куб. м в целом по миру), после чего стала снижаться, хотя существует до сих пор (в 2000 г. сжигалось около 100 млрд. куб. м).

Несмотря на общий рост энергопотребления в мире, в последнее десятилетие наблюдается сокращение удельного энергопотребления.

Это кратковременный по периоду наблюдений эффект, который обусловлен в основном расслоением стран по уровню энергопотребления. Долговременным фактором, показывающим основную тенденцию развития большой энергетики, является постоянное снижение со скоростью примерно 1-2% в год интенсивности энергопотребления, что означает выброс углерода на единицу произведенной энергии. По углеродной насыщенности на первом месте стоит дерево (молярное отношение углерода к водороду в молекуле лигнина в среднем равно 10), затем идут уголь (1,08), нефть (0,64) и природный газ (0,27) [9]. С 1850 г., когда углеродная насыщенность энергетики составляла 1,1 т С/МДж, она монотонно снижалась до 0,64 т С/МДж в 2000 г. Процесс декарбонизации энергетики ускоряется растущей потребностью в дешевой, чистой, гибкой и удобной энергии. Исторически это выразилось в постоянном увеличении доли электричества и энергоносителей, богатых водородом. Это означает, что газ, при условии достаточности ресурса и доступности его по цене по сравнению с другими видами топлив, может стать лидирующим энергоносителем в XXI веке. Таким образом, доказательная оценка перспектив развития газовой отрасли является важнейшей задачей энергетики.

Существует огромное количество прогнозов развития как мировой экономики в целом, так и отдельных отраслей хозяйства. Разброс оценок будущего энергопотребления в зависимости от сценария экономического роста (от низкого, всего в 2 раза превышающего производство валового мирового продукта в 2000 г. к 2100 г., до высокого, по которому этот рост предполагается 30-кратным) составляет сотни процентов. Часть этих прогнозов основывается на предположении о неисчерпаемости ископаемых запасов, другая - напротив, на том, что сроки их исчерпания измеряются десятилетиями. Основной же характерной чертой большинства прогнозов является неявно применяемый принцип независимости некоторых макроэкономических показателей. Например, в ряде прогнозов предполагается заданным темп роста валового продукта; для осуществления такого темпа в прогнозе предлагается необходимый темп роста энергопотребления и, соответственно, добычи первичных ТЭР. Однако рост добычи определяется объемом денежных средств, выделяемых на развитие отрасли. Будет ли найден согласованный с прогнозом экономический механизм, позволяющий осуществить такие инвестиции, остается за рамками прогноза. Фактически большинство прогнозов носит характер экспертной оценки реализации того или иного сценария. Это показывает принципиальную ограниченность и одновременно несомненную полезность трендовых прогнозов. На практике возникает потребность количественно оценивать последствия изменения в рамках сценарного подхода конкретной политико-экономической ситуации.

1. Мировой рынок природного газа, возможные модели, терминология

1.1 Характеристика мирового рынка природного газа

В настоящее время основной объем (78%) добываемого в мире природного газа используется странами-продуцентами, остаток (22%) поступает на экспорт. Главным фактором, препятствующим расширению международной торговли, является сложность транспортировки природного газа. В отличие от нефти, газ нельзя транспортировать танкерами без дорогостоящего сжижения, поэтому потенциальные покупатели, не имеющие доступа к трубопроводным системам, находятся в заведомо невыгодном положении и вынуждены либо отказываться от развития газовой энергетики, либо приобретать сжиженный газ по существенно более высоким ценам. Высокая стоимость транспортировки является критическим фактором, препятствующим формированию единого мирового рынка газа. В настоящее время основной объем межгосударственной торговли природным газом осуществляется на трех достаточно изолированных региональных рынках: в Европе (45%) и в Северной Америке (16%) с использованием трубопроводного транспорта, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе (17%) с использованием, в основном, танкерного флота.

Россия является крупнейшим экспортером природного газа (более 35% мирового экспорта) и в настоящее время удовлетворяет 26% сырьевых потребностей европейских стран. Данные, приводимые далее в главах II и III, показывают, что суммарный объем внутриевропейской добычи, российского и алжирского экспорта несколько меньше текущих и значительно меньше перспективных потребностей европейских стран в газе. В настоящее время незначительный дефицит покрывается за счет второстепенных (по объемам экспорта) поставщиков сжиженного газа. Перспективы долгосрочного обеспечения потребностей Европы в природном газе прямо связаны с наличием разведанных запасов сырья в недрах потенциальных экспортеров и на шельфе Северного и Норвежского морей.

В работе также исследуется динамика основных показателей газового рынка Европы с учетом производства газа странами - основными экспортерами в зависимости от открытости рынка. Политический сценарий, который моделируется в настоящей работе, состоит в следующем.

В связи с проводимой либерализацией рынка природного газа в странах ЕС ожидается увеличение числа независимых продавцов, что в условиях свободной конкуренции и некоторого превышения предложения над спросом приведет в перспективе (2005-2007 гг.) к снижению контрактных цен на газ на оптовом рынке. В этих условиях возрастет роль краткосрочных контрактов, а доля продажи газа по долгосрочным контрактам уменьшится. Это повлияет на финансовое состояние зарубежных компаний-экспортеров, что, возможно, приведет к недостатку средств, необходимых на освоение новых месторождений. Поскольку же потребности рынка вырастут настолько, что они уже не смогут быть покрыты мелкими поставщиками, то возможна ситуация, когда крупные поставки газа из России в Европу прекратятся вследствие истощения месторождений, и наступит газовый голод.

Экономическая модель, связывающая рыночные цены на газ с темпами либерализации рынка, состоит в следующем. Поскольку основным поставщиком газа в страны Европы является Россия, то снижение цен, прогнозируемое в результате либерализации, приведет, во-первых, к уменьшению удельного веса Газпрома в структуре европейского импорта и, во-вторых, к снижению роли долгосрочных контрактов во внешнеэкономической деятельности. Это, в свою очередь, приведет к снижению доходов Газпрома и, соответственно, к уменьшению инвестиций в обновление основного фонда и геологоразведочные работы. В то же время большие доказанные запасы газа в России и в среднем 50%-ный износ оборудования показывают, что при недостатке инвестиций имеющийся потенциал не будет реализован. Разрабатываемые газовые месторождения в Тюмени находятся в состоянии падающей добычи, а месторождения на Ямале еще не освоены до тех же масштабов добычи. Собственно европейского газа при имеющихся темпах роста его потребления хватит приблизительно на 10 лет. Следовательно, за это время Европе потребуется найти дополнительных поставщиков, в качестве которых могут выступать Алжир, Иран, Ливия и страны Средней Азии. Если товарная добыча газа в этих регионах не будет поднята до требуемого уровня, возникнет дефицит газа, поскольку российские поставки к этому времени значительно уменьшатся. Тогда следует ожидать резкого роста цен на газ, в противоположность целям, стоящим перед либерализацией.

Математическая модель представляет собой систему интегро-дифференциальных динамических и кинетических уравнений, связывающих между собой основные факторы, влияющие на прогнозируемую ситуацию. В расчетном алгоритме реализуются разностные аппроксимации этих уравнений с временным шагом в 1 год. Динамические уравнения описывают изменения со временем газовых ресурсов, объемов поставок, темпов экономического роста и ряда других показателей. Эволюционные кинетические уравнения описывают процессы износа газодобывающего оборудования и изменения дебита скважин. В систему входит также модель образования равновесной рыночной цены, основанная на балансе спроса и предложения, и имеющихся данных (на примере рынка Великобритании) о влиянии либерализации рынка на внутренние цены.

Конкуренцию России на газовых рынках стран Западной и Центральной Европы в перспективе могут составить республики Средней Азии (Туркменистан, Казахстан, Узбекистан, Азербайджан) и страны Ближнего Востока (в основном Иран и Катар). Возможности этих экспортеров учитываются в работе в рамках трех сценариев: пониженного, среднего и высокого.

1.2 Особенности изучаемых моделей мирового рынка газа

Разработанная прогнозная система направлена на получение количественной оценки величин добычи природного газа, его экспорта, импорта и внутреннего потребления на основе анализа динамики материальных показателей развития газодобывающих отраслей в России и Европе. В этой системе используются усредненные показатели как собственно в газовой промышленности (годовая добыча, себестоимость добычи, отдача инвестиций в геологоразведку и в основные фонды, транспортные расходы, потери при транспортировке и др.), так и в целом по народно-хозяйственной системе. Горизонт прогноза - до 2023 г. В модели реализуется учет взаимосвязи спроса, предложения и внутренних среднегодовых цен на газ в РФ и Европе с факторами, часть которых, в свою очередь, определяется самим спросом на газ и уровнем годовой добычи. Учитывается изменение структуры ТЭБ вследствие конкуренции между энергоносителями, возрастное распределение основных фондов в газодобывающей промышленности, расходы на освоение новых месторождений и поддержание транспортной системы, изменение уровня годовой добычи как вследствие истощения месторождений, так и применения прогрессивных технологий извлечения. Инвестиции в газодобывающую промышленность России рассматриваются как один из основных управляющих параметров модели.

Основные особенности модели:

1. В программе построен алгоритм совместного решения согласованной задачи о развитии добывающих мощностей в зависимости от их возрастной структуры и от уровня цен на газ;

2. В модели учтена корреляция изменения спроса на газ с этапами вывода мощностей АЭС;

3. Проведено моделирование сценария либерализации газового рынка, т.е. эффективный учет в расчетном алгоритме ценообразования монополистической конкуренции, вытесняемой с рынка свободной конкуренцией;

4. Прогноз спроса и предложения для газа строится в программе на основе результатов расчетов макроэкономических показателей на предыдущем шаге (по годам), а не задается как внешний управляющий параметр.

В тоже время рассматриваемая модель имеет ряд ограничений:

1. Эффективность инвестиций, себестоимость добычи и стоимость транспортировки, темпы роста ВВП, темпы инфляции и другие макроэкономические показатели рассчитываются не отдельно для России, а в целом по миру. Это является источником количественной ошибки при составлении прогноза соответствующего тренда, т. к. не учитываются региональные особенности. Однако этот недостаток является устранимым, поскольку разработанный алгоритм может быть обобщен на случай произвольного количества хозяйствующих субъектов, т.е. детализация программы возможна вплоть до конкретных потребителей и добывающих компаний.

2. Коэффициенты эластичности спроса в модели цены с учетом конкуренции разных видов энергоносителей могут быть определены весьма приближенно, поскольку эти коэффициенты не являются постоянными. Это приводит к неустранимой ошибке модели. В то же время выявление объективных количественных показателей, определяющих изменение спроса и предложения, позволяет рассматривать модель как инструмент оценки влияния неизмеримых социальных факторов. Возникающее рассогласование с наступающей реальностью постфактум придает прогнозным результатам статус экспертной оценки в части субъективных причин изменения цен.

3. Недостаточно полно учтены торговые правила, по которым происходит движение товарно-денежных потоков в разных странах, т. к. в расчетной модели использованы некоторые средние показатели, являющиеся функционалами от применения конкретных законов.

4. В модели не отражено влияние разного рода форс-мажорных обстоятельств. Поскольку динамика цен описана еще не вполне адекватно локальной (по регионам) рыночной конъюнктуре, складывающейся в заданный момент времени, такое дополнение представляется преждевременным.

Основной вывод, который может быть сделан на основе построенной прогнозной системы, состоит в следующем. Расчет показывает, что при существующих темпах добычи через 7-12 лет (в зависимости от сценариев экономического развития) доказанные ресурсы газа в акватории Северного моря будут исчерпаны. Если за это время не будет сделано необходимых инвестиций на освоение новых месторождений в России, то экспорта из стран Средней Азии, Ближнего Востока и Северной Африки не хватит, чтобы удовлетворить потребности Европы, что приведет там к резкому взлету контрактных цен на газ. Расчет по настоящей программе показывает, что для поддержания добычи газа в РФ на уровне 2001 г. необходимо увеличить инвестиции в отрасль до 5,5 млрд. $ в год. Для устойчивого развития Европы (отсутствие резкого взлета цен после исчерпания собственных ресурсов) минимально необходимый уровень инвестиций в газовую промышленность России по расчетам должен составлять (в зависимости от сценария импорта в Европу из вышеперечисленных регионов) 7-8 млрд. $ в год.

1.3 Терминология, принятая в мировой газовой отрасли

В модели используются понятия, которые имеют различную трактовку и потому требуют корректного определения. Здесь мы расшифруем понятия собственно природного газа, его калорийности и химического состава, ресурсов и запасов газа, производства и потребления газа, цен на природный газ, инвестиций в газовую отрасль.

Прежде всего, уточним понятие собственно «газа», его калорийности и химического состава.

При оценке запасов, добычи и использования природного газа надо учитывать множественность понятия «природный газ», исходящую из его состава, условий нахождения в земной коре и характера его переработки. Под газом понимают вещества, находящиеся в условиях земной поверхности только в газообразном состоянии.

Природные горючие газы состоят преимущественно из углеводородных соединений (метана, этана, пропана и бутанов), в меньшем количестве присутствуют другие газы (азот, диоксид углерода). Состав попутных газов варьируется в зависимости от месторождения в следующих пределах: метан 30-40%, этан 8-20%, пропан 8-20%, бутан 8-20%, высшие углеводороды 10%, другие газы (азот, углекислый газ, сероводород) 9-12%. Собственно газовые месторождения содержат в основном метан (более 90%). Газ некоторых месторождений содержит доли единиц (редко - более 10%) сероводорода. Для природного газа характерен следующий средний состав (объемные проценты): метан 96,0; этан 2,7; пропан 0,3; бутаны 0,01; азот 0,8; диоксид углерода 0,14.

В практике нефтегазовой геологии и добычи различают несколько видов газа: свободный, растворенный в нефти, растворенный в подземных водах, попутный, сухой. Свободным называют газ, находящийся в коллекторе (резервуаре, залежи) в виде самостоятельной фазы. Растворенный газ образует в пластовых условиях в нефти гомогенную фазу. На поверхности газ отделяют от нефти (сепарируют) и называют попутным газом. Подземные воды также содержат газ в растворенном виде.

Многие газовые залежи содержат жидкие углеводороды (пентан и др.) - газовый конденсат, выделяемый из газа на поверхности в процессе сепарации. Они могут конденсироваться из газового раствора и в недрах (в залежи) при снижении давления в процессе разработки.

Газ, извлеченный на поверхность с нефтью или в газовой фазе, подвергается обработке на промыслах или специальных газоперерабатывающих заводах. От него отделяют воду и «тяжелые» углеводородные компоненты (этан, пропан, бутаны), а также жидкие (пентаны и гексаны), находящиеся в пласте в парогазовой смеси. Полученный газ, состоящий практически только из метана, называют «сухим».

В России выделяемые из газа компоненты - этан, пропан, бутаны - называют «широкой фракцией легких углеводородов» (ШФЛУ), а в зарубежной терминологии - «жидкостями природного газа» (Natural Gas Liquids - NGL). Они являются самостоятельными продуктами, имеющими свою цену и области применения.

Из-за многообразия компонентов и продуктов природного газа возникают разночтения при определении количества добытого газа. В одних источниках приводят объем газа, добытого на промысле, в других - «сухого», то есть объема, из которого отобраны этан и другие газы или, наоборот, - газа с «газовыми жидкостями», в третьих конденсат объединяют с нефтью и т.д. Это вызывает расхождения в статистических данных.

Под природным газом в настоящей работе понимается горючий газ, содержащийся в породах-коллекторах в виде самостоятельных газовых залежей. Горючие газы, сопутствующие нефтяным, а также газовый конденсат и газы, заключенные в угольных пластах, здесь не рассматриваются.

Природный газ, добываемый из газовых пластов российских месторождений, имеет теплоту сгорания в пределах 36-40 МДж/куб. м и следующий химический состав (объемные проценты): метан 87,0-96,0; этан 1,8-5,1; пропан 0,1-1,5; бутаны 0,02 - 0,06; пентаны до 0,14; гексаны до 0,06; азот 1,3-5,6; диоксид углерода 0,1-1,0; кислород 0,01-0,1; водород до 0,02.

В работе часто используются термины «ресурсы газа», «запасы газа». Они имеют устоявшиеся дефиниции в российской практике.

Текущие потенциальные ресурсы представляют собой общие запасы газа в известных месторождениях (разведанных, разрабатываемых и месторождениях, которые могут быть открыты) на дату оценки.

Отметим, что система реформ в минерально-сырьевом секторе экономики России коснулась лишь той его части, которая отвечает собственно недропользованию, т.е. эксплуатации и вовлечению в эксплуатацию ранее выявленных запасов полезных ископаемых. Собственно геологическая часть этого сектора, предназначенная для выявления ресурсов и прироста запасов, испытала некоторое реформирование в стадийности геологоразведочного процесса и в источниках его финансирования. При этом Классификация прогнозных ресурсов и запасов как результирующая определенных стадий геологоразведочных работ (ГРР) осталась неизменной. Это привело к дисбалансу между системой недропользования и системой воспроизводства минерально-сырьевой базы, которая должна наращивать фонд недропользования в форме различных категорий прогнозных ресурсов и запасов, адекватных по своей классификации требованиям инвестиционной привлекательности. Кроме ряда негеологических причин, на инвестиционную привлекательность отечественных месторождений влияют и различия между классификациями запасов России и зарубежных стран.

Принципиальное значение имеют классификации запасов и ресурсов, принятые в 1999 г. в форме кодексов в Австралии, Канаде, ЮАР, США и Австрало-Азиатском регионе. Эти кодексы, согласованные с фондовыми биржами, содержат унифицированные определения различных категорий ресурсов и запасов, регламентируют требования к ним, порядок оценки и экспертизы. Назначение этих документов - создание достоверной базы для капитализации запасов и включения их стоимости в цены акций.

В российской Классификации запасы газа, газового конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на следующие категории: разведанные - категории А, В, С_1, предварительно оцененные (неразведанные) - категория С₂, перспективные - категория С₃ и прогнозные - категории D₁ и D₂.

К группе разведанных относятся такие запасы, наличие и свойства которых с той или иной степенью достоверности выявлены в результате проведенных исследований и геологоразведочных работ. Степень достоверности разведанных запасов: А - высокая, В-средняя, С - низкая.

К категории A относятся запасы газа, детально изученные разведочным и эксплуатационным бурением и находящиеся в промышленной разработке. Граница категории А в пределах площади, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами, проводится по внешнему контуру газоносности. В случае неразведанности контура газоносности границы категории А проводятся по крайним скважинам, давшим промышленные притоки газа.

К категории В относятся залежи запасов газа, изученные разведочным бурением или находящиеся в опытно-промышленной эксплуатации. Это запасы газа залежей, принадлежащих к ненарушенным структурам и литологическим однородным пластам простого строения, промышленная газоносность которых установлена на основании благоприятных показателей каротажа и получения промышленных притоков газа в нескольких скважинах на разных гипсометрических отметках; запасы газа залежей, приуроченных к нарушенным структурам или пластам, отличающимся литологической изменчивостью, а также запасы залежей, приуроченных к карбонатным и трещинным коллекторам. Контур категории В проводится по скважинам, давшим промышленные притоки газа, а в пределах отдельных тектонических блоков - на основании результатов опробования скважин в данном блоке.

К категории С₁ относятся запасы газа по новым залежам, газоносность которых установлена на основании благоприятных показателей каротажа и пробирования (количество скважин устанавливается в зависимости от особенности строения залежи и ее размеров), а также запасы газа части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям с запасами категории В.

Условия залегания газа определены на основании геологоразведочных и геофизических работ, коллекторных свойств продуктивных пластов и параметров, изученных по отдельным скважинам и принятых по остальной части залежи.

К категории С₂ относятся следующие запасы газа: запасы по разведанным месторождениям на неразведанных перспективных участках пласта и по тектоническим блокам, примыкающим к запасам более высоких категорий, а также по вскрытым пластам, газоносность которых установлена по данным промыслово-геофизических исследований керна; запасы на новых площадях, где условия залегания залежей определены достоверными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а продуктивность горизонтов предполагается на основании комплекса геолого-геофизических данных (керна, электрокаротажа и др.) по аналогии с соседними разведанными месторождениями; запасы в новых перспективных газоносных провинциях и зонах на площадях, где условия залегания залежей и продуктивность горизонтов установлены на основании комплекса геолого-геофизических исследований и где получены промышленные притоки газа в единичных скважинах.

Категория С₃ - это перспективные ресурсы газа на площадях, подготовленных для глубокого бурения, находящихся в пределах газоносного района и оконтуренных проверенными для данного района геологическими и геофизическими методами, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Категория D₁ - это прогнозные ресурсы газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной газоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов газа категории D₁ производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D₂ - это прогнозные ресурсы газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная газоносность которых еще не доказана. Перспективы газоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения газа.

Таким образом, в работе принята следующая терминология: извлекаемые запасы - это объемы газа, которые могут быть извлечены при существующей технологии процесса на разрабатываемых месторождениях; разрабатываемые запасы - это доказанные объемы газа на осваиваемых месторождениях; доказанные запасы - это все запасы категорий A, B и C₁, включая запасы на месторождениях, подготовленных к освоению; потенциальные запасы - это запасы всех вышеперечисленных категорий.

Словарь наших дефиниций был бы неполным без обозначения таких важнейших категорий, как «производство природного газа», «потребление природного газа», «цены на природный газ», «инвестиции в газовую отрасль».

Полное (валовое) производство газа - это полная добыча на газовых месторождениях. Товарное производство - это объем газа, который может быть продан потребителю, т.е. полное производство за вычетом потерь, расходов на собственные нужды и реинжекцию. Внутреннее предложение включает внутреннее товарное производство минус экспорт плюс импорт.

Выделяются следующие группы потребителей: промышленность (включая производство тепла и электроэнергии), транспорт, бытовое потребление, сельское хозяйство, прочее.

В работе используются следующие виды цен на природный газ:

Цена производителя - это стоимость франко-скважина.

Цена франко-граница - это стоимость газа на конце газораспределительной системы.

Цена внутренняя - это среднегодовая цена газа, отпущенного оптовому покупателю.

Цена экспорта (импорта) - это соответствующая цена франко-граница, по которой газ поступает в газораспределительную систему покупателя.

Цена газа на спотовом рынке - это стоимость газа, проданного по краткосрочным контрактам.

Средневзвешенная внутренняя цена газа в Европе - это среднегодовая цена газа, отпускаемого оптовому покупателю, вычисляемая по всем реализованным за год операциям за исключением спотовых сделок.

Макроэкономический прогноз в настоящей программе строится для внутренних средневзвешенных цен в РФ и Европе. Цены выражаются в долларах за тысячу кубических метров.

Что же касается инвестиций в газовую отрасль, то, по определению ДЭХ, инвестиции означают любые виды активов, принадлежащих инвестору или прямо или косвенно контролируемых им, включая: вещественную и невещественную, движимую и недвижимую собственность; акции, вклады и другие формы участия в акционерном капитале компании; интеллектуальную собственность; доходы. В настоящей программе под инвестициями подразумевается совокупное участие инвестора в развитии отрасли в вышеперечисленных формах и в денежном выражении.

2. Газовая отрасль Европы и стран-экспортеров

2.1 Ресурсы природного газа

По данным МЭА, ресурсы газа в Европе на 2000 г. составляли: потенциальные ресурсы - 9 трлн. куб. м, доказанные резервы - 4,6 трлн. куб. м, извлекаемые запасы - 3,7 трлн. куб. м.

Таблица 2.1. Доказанные резервы стран, товарная добыча и внутреннее потребление газа (трлн. куб. фут) по состоянию на 01.01.01.

Важный фактор в прогнозировании ситуации на европейском рынке газа - это состояние и перспективы развития газовых отраслей стран Средней Азии. Возможность их участия в наполнении рынка предоставляет широкие перспективы для сценарного моделирования ситуации, когда относительно малые дополнительные поставки (или отсутствие таковых) могут изменить квазиравновесие (если оно будет достигнуто) между спросом и предложением, что радикально скажется на прогнозе средней цены.

Таблица 2.2.. Состояние на 2000 г. и перспективы добычи газа в Средней Азии

Обеспеченность добычи определяется по состоянию доказанных запасов и добывающих мощностей на дату оценки, поэтому с течением времени обеспеченность запасами может существенно измениться.

2.2 Добыча природного газа, газотранспортная система

Основные производители газа в Западной Европе - это Великобритания, Нидерланды и Норвегия (суммарно более 80% всей добычи).

Таблица 2.3. Динамика валовой добычи природного газа, млрд. куб. м/год

Отдача капиталовложений в добычу газа в среднем составила 8,5 куб. м/$. Средняя скорость снижения затрат - 1 $/10 куб. м/год. Например, отдача капиталовложений в акваториях Северного моря характеризовалась следующей динамикой:

Таблица 2.4.. Добыча газа в акваториях Северного моря

Газотранспортная система

Полная длина магистральных газопроводов в странах Европы составляет 170 тыс. км, средняя длина транспортировки - 533 км, средняя пропускная способность систем - 20 млрд. куб. м/год. Количество компрессорных станций - 1 КС на 300 км. Стоимость транспортировки - 0,2 $/(куб. м/ч)/км/год. Затраты на строительство газопроводов оцениваются в размере 5-6 млн. $/км.

2.3 Потребление и импорт газа

Потребление газа в Европе (см. также таблицу 2.1) составило: в 1999 г. - 385,8 млрд. куб. м, в 2000 г. - 396,5 млрд. куб. м, в 2001 г. - 406 млрд. куб. м. Основными потребителями газа в Европе являются промышленность, коммунально-бытовой сектор и транспорт.

Одним из основных показателей промышленного развития стран является выработка электроэнергии и удельная электроемкость ВВП. В свою очередь, увеличение выработки электричества требует в долгосрочной перспективе пропорционального использования энергетических ресурсов. Энергетический критерий при одинаковой величине всех разрабатываемых

В действительности же ресурсы в регионах часто распределены неравномерно, поэтому обеспечение энергетической безопасности сталкивается с объективными трудностями. Тогда критерием является пропорциональность доли от добычи данного вида топлива, используемого в выработке электроэнергии, его относительной распространенности.

Однако этот второй критерий не является оптимальным по использованию энергии, содержащейся в топливе. Исходя из удельного теплосодержания и условий утилизации, можно получить первый критерий оптимальности использования ископаемых топлив в производстве электричества - газ: нефть: уголь = 2,7: 1,9: 1. С учетом доказанных запасов различных видов топлив второй критерий оптимальности имеет вид совершенно противоположный первому - уголь: нефть: газ = 3,3: 2,1: 1. Это означает, что на практике приходится выбирать средний путь между этими двумя критериями.

В настоящее время в Европе 40% электроэнергии вырабатывается на угле, 20% - на газе и 10% - на нефти, т.е. первый критерий использования имеет вид - уголь: газ: нефть = 4: 2: 1. Потребление газа распределено почти равномерно между промышленностью, коммунальным сектором и транспортом - соответственно 38%, 35% и 26%.

Импорт газа

Наиболее крупными европейскими импортерами газа являются Германия, Италия и Франция. Германия импортирует газ в основном из России (47% импорта), Нидерландов (около 27%) и Норвегии (22%). В обеспечении импортным газом Италии ведущую роль играют Алжир (свыше 52%) и Россия (41%). Основными поставщиками газа во Францию являются Норвегия (32%), Россия (29%), Алжир (25%) и Нидерланды (14%). В Испанию газ поступает из Алжира (58%), Норвегии (15%), Ливии (6%). Любопытно проследить изменение структуры импорта газа крупнейшими европейскими странами из Норвегии за последнее десятилетие ХХ века.

Таблица 2.6. Распределение импорта газа из Норвегии, %

Импорт из стран Северной Африки в Западную Европу составил в 2000 г. 65,3 млрд. куб. м, а из стран Ближнего Востока - 38 млрд. куб. м. По оценке Gedigaz [i14], потенциальный ресурс стран-поставщиков составляет: Россия - 47,7 трлн. куб. м (что приблизительно совпадает с оценкой доказанных резервов, сделанной в [i2]), страны Северной Африки - 6,6 трлн. куб. м, бассейн Каспийского моря - 5,8 трлн. куб. м.

Цены на газ

В среднем по Европе оптовые цены на газ составляли: в 2000 г. - 140 $ /тыс. куб. м, в 2001 г. - 170 $/тыс. куб. м.

Таблица 2.7

Цены на газ в секторах потребления в Европе приводятся, как правило, на единицу тепловой энергии, т.е. в Euro/GJ (Евро/ГДж). Перевод данных нижеследующих таблиц 2.8, 2.9 к величинам $/1000 куб. м приближенно осуществляется умножением этих данных на 35. Цена импорта газа Euro/MBtu в среднем по Европе менялась от 2,35 в начале 1997 г. до 2,25 в конце, после чего оставалась примерно постоянной в течение полугода, далее понижалась до 1,55 к середине 1999 г. и возрастала до 3,90 к началу 2001 г.

Таблица 2.8. Средняя по странам Европы цена на газ Euro/GJ, отпускаемый в промышленный и частный секторы потребления

Либерализация рынка

Для моделирования влияния либерализации на динамику цен на газ в Европе требуется знание соответствующих коэффициентов при замене монополистической конкуренции рыночной. Поскольку реальный свободный рынок еще не создан, то данных фактически нет. Известный пример - динамика цен в Великобритании. Эти данные положены в основу работы программы в блоке учета влияния либерализации.

В терминах математической модели либерализация газового рынка Европы означает изменение функционала товарного предложения. Предполагается, согласно газовой Директиве, что к 2010 г. будет достигнута полная либерализация рынка, т.е. монополистическая конкуренция сменится свободной. Темпы либерализации (процент открытости) составляют, согласно, 4,2% в год. В расчетной программе реализована комбинированная модель, в которой учитываются как факторы инфляционного роста цен, так и возрастающая доля свободной конкуренции продавцов.

На конец 2000 г. по странам EC в среднем был достигнут показатель 79% открытости, однако в разных странах доступ третьих сторон к газовой сети был различным: либо по равным для всех официально выставленным ценам, либо на основе двусторонних коммерческих соглашений между компанией-собственником газопровода и клиентом, либо реализовывался смешанный сценарий доступа. В частности, на коммерческой основе открыты рынки следующих стран: Австрия (49%), Германия (100%); на основе установленных цен: Финляндия (90%), Ирландия (75%), Италия (96%), Люксембург (51%), Испания (72%), Швеция (47%), Великобритания (100%); на смешанной основе действуют рынки в Бельгии (59%), Дании (30%), Франции (20%), Нидерландах (45%).

Для определения степени влияния темпа либерализации на уровень цен на газ, уровень 2000 г. сравнивается с уровнем и статусом газового рынка в некоторых странах EС в 1996 г. с учетом динамики цен на нефть за тот же период. Средние цены на газ для промышленного сектора в 1996 г. составляли (в пересчете на Euro): в Бельгии 3,16 Euro/GJ при частично приватизированном статусе национальной компании Distrigaz; во Франции 2,90 Euro/GJ при государственной монополии GdF; в Германии 4,67 Euro/GJ, индустриальный сектор приватизирован; в Италии 3,53 Euro/GJ, национальная компания SNAM приватизирована, а AGIP - нет; в Нидерландах 2,93 Euro/GJ при 50% приватизации компании Gasunie; в Испании 3,12 Euro/GJ, сектор приватизирован; в Великобритании 2,08 Euro/GJ, сектор приватизирован. В целом по странам EU-15 цена на газ для промышленного сектора составляла 2,99 Euro/GJ (без налогов). Считая коэффициенты эластичности цена / спрос постоянными, по данным о среднемировых ценах на нефть и движением вслед за ними цен на газ можно приближенно отделить нефтяное влияние на цену газа, и по годовому потреблению газа в странах Западной Европы оценить влияние повышения предложения газа вследствие либерализации рынка на цену.

3. Экспортные возможности стран-производителей природного газа

Внешние экспортеры (без России): 68,8 млрд. м³

Лидер африканского экспорта природного газа Алжир, поставляющий газ на континент с 1973 года, является монополистом на Пиренейском полуострове и составляет серьезную конкуренцию Норвегии и России в других странах средиземноморского бассейна. По данным EIA, Алжирв 2002 году поставил на европейский рынок 57,1 млрд. м³ природного газа через магистральные трубопроводы и в виде СПГ, обеспечив 11% потребления на континенте. Сейчас подача природного газа на Южную Европу идет с крупнейшего в Африке месторождения Хасси Р'Мель, запасы которого составляют 2,4 трлн кубов.

По мере роста спроса на газ в Европе довольно быстрыми темпами будет идти развитие газовой промышленности страны. Это подтверждается соглашениями об освоении других газовых провинций между алжирской компанией Sonatrach с рядом крупных зарубежных компаний, а также курсом руководства страны на частичную приватизацию государственных активов в нефтегазовом комплексе, что должно повысить ее привлекательность в глазах потенциальных инвесторов.

Нигерия, второй африканский поставщик, реализовавшая при помощи транснациональных компаний Shell, TotalFinaElf и Agip в 1999 году проект по производству СПГ на острове Бонни (общей стоимостью$3,8 млрд.), «забронировала» себе место на европейском рынке газа, экспортировав на континент, по данным ВР StatisticalReview, 5,6 млрд. м³ в 2000-м и 6,75 млрд. м³ в 2001 году. В 2002 году, по предварительным оценкам МЭД нигерийский экспорт составил 7,1 млрд. кубов, или 1,3% рынка Европы.

Главной проблемой этих двух стран на пути развития газовой промышленности могут стать политические риски, связанные с противостоянием радикальных исламских группировок правительству Алжира и межэтническими столкновениями в Нигерии.

Остальные экспортеры природного газа в Европу, в число которых входят три страны Персидского залива (ОАЭ, Катар и Оман), Ливия, небольшое островное государство Тринидад и Тобаго, а также российско-казахстанское предприятие «КазРосГаз», в сумме поставили 4,6 млрд. м³.

Россия: 129,5 млрд. м³

Согласно предварительной отчетности «Газпрома», поставки природного газа в Европу в прошлом году были осуществлены в объеме 129,5 млрд. м³, что составило 25% потребления. С вводом месторождения Заполярное, где «Газпром» в будущем намерен добывать 100 млрд. м³, стало возможным преодоление негативных тенденций в газодобыче, связанных со вступлением в стадию падающей добычи крупнейших месторождений «Газпрома»: Медвежьего, Уренгоя и Ямбурга. Сегодня можно говорить о возможности увеличения экспорта России в Европу. Ведь если в странах ЕС поставкам из России существует альтернатива в виде Норвегии и Алжира, то на перспективном рынке Восточной Европы Россия фактически является монополистом. Расширение присутствия России на европейском рынке требует помимо освоения новой ресурсной базы диверсификации маршрутов транспортировки газа, чему служат новые газотранспортные коридоры, такие как «Голубой поток», ориентированные на различные сегменты европейского рынка. Эти проекты создают основу для устойчивого экспорта газа в будущем.

К 2010 году экономика Европы в большей степени, чем сегодня, будет зависеть от импорта природного газа, который, как представляется, останется вторым энергоносителем после нефти. Как известно, спрос на энергоносители определяется рядом экономических, демографических и политических факторов. В конце XX и в начале XXI века развитие рынка энергоносителей в Европе все в большей степени зависит от энергетической политики стран континента, одним из приоритетов которой становится стремление увеличить долю природного газа в энергетическом балансе. Помимо желания диверсифицировать потребление энергоресурсов на континенте и снизить зависимость от импорта ближневосточной нефти, одной из причин применения природного газа является его безопасность для окружающей среды. Именно экологический аспект делает газ более привлекательным энергоносителем по сравнению с углем или нефтепродуктами для европейцев, где экологические движения все в большей степени влияют на политику государств.

В дальнейшем принятие общего законодательства будет способствовать дальнейшему повышению роли газа в экономике континента. Очевидно, что к 2010 году процесс законодательного оформления европейского газового рынка будет завершен, но вот в какой степени в законодательстве будут учтены интересы ведущих поставщиков, говорить пока сложно. Этот вопрос является предметом регулярных переговоров между заинтересованными сторонами.

Существует несколько прогнозов потребления в Европе, сделанных зарубежными специалистами. Аналитики из Министерства энергетики США утверждают, что в 2010 году европейской экономике понадобится в совокупности 640 млрд. м³ газа. В феврале 2003 года с прогнозом МЭА выступил Р. Приддл, исполнительный директор организации, заявивший, что потребление газа в Европе будет увеличиваться в среднем на 2,1% в год вплоть до 2030 года. Таким образом, к 2010 году, если исходить из расчетов МЭД спрос на природный газ в Европе достигнет 610 млрд. м³.

Поскольку методики американского Министерства энергетики и МЭА совпадают, то диапазон от 610 млрд. м³ до 640 млрд. м³ может быть признан вполне реальным.

Предложение '2010: 534 млрд м³ +?

К 2010 году картина предложения природного газа на европейском рынке может измениться. Добыча природного газа на существующих месторождениях Северного моря существенно снизится. Норвегия и Великобритания смогут обеспечить в совокупности максимум 28% потребления газа на континенте, тогда как в 2002 году их общая доля на рынке равнялась 34%.

Суммарная добыча газа в Европе и экспорт традиционных игроков европейского рынка, России и Алжира, составят лишь 534 млрд. м³, или 87,5% от прогноза спроса, предлагаемого МЭА Таким образом, Европа будет нуждаться в дополнительных объемах поставок газа из иных внешних источников в размере 76-106 млрд. м³. Очевидно, что из вышеуказанных стран дополнительные возможности экспорта могут быть только у России благодаря реализации новых проектов российскими компаниями и интеграции среднеазиатского газа в Единую газотранспортную систему.

Но, тем не менее, дефицита газа в Европе не будет, ведь увеличат поставки другие производители, чья доля на рынке сегодня незначительна, но которые активно развивают свою газовую промышленность. Их совокупный потенциал, ориентированный на мировой рынок, составляет приблизительно 270 млрд. м³.

Этими производителями являются африканские страны, имеющие определенные географические преимущества изза близости к рынку Южной Европы, страны Персидского залива и страны бывшего СССР. Сказать точно, сколько газа все эти государства напрямую смогут экспортировать в Европу, в настоящее время не представляется возможным в силу наличия таких факторов, как привлекательность иных рынков, например рынка стран Азиатско-Тихоокеанского региона для стран Персидского залива или российского рынка для среднеазиатских производителей.

Европейские производители: 270 млрд. м³.

Самое значительное снижение добычи среди стран-лидеров, которое приведет даже к возобновлению импорта природного газа, ожидает Великобританию, где специалисты прогнозируют резкое падение добычи природного газа после 2006 года. Страна, по данным сайта Pilottaskforce, одним из учредителей которого является Министерство торговли и промышленности Великобритании, составит в 2010 году 81 млрд. м³, что почти на 30 млрд. м³ ниже уровня 2002 года. Пока у англичан, в отличие от норвежцев, нет проектов по введению в эксплуатацию новых месторождений, и они вряд ли появятся, судя по сообщениям компаний-операторов об отсутствии новых запасов на континентальном шельфе страны.