2.9. Американский газовый рынок

Американский газовый рынок является самым крупным и «старым» из газовых рынков мира. Здесь еще с 1985 г. начался процесс либерализации и в настоящее время американский газовый рынок - наиболее открытый из всех газовых рынков [116].

Особенностью американского газового рынка является необычайная пестрота его участников и субъектов, позволяющая учитывать интересы компаний по добыче, транспортировке и хранению газа и многочисленных потребителей. На американском газовом рынке уживаются гиганты (вертикально интегрированные компании) и сравнительно небольшие специализированные газовые компании, владельцы газотранспортных сетей, хранилищ, газораспределительных компаний, различные потребители, представляющие коммунальный сектор, предприятия сферы услуг, промышленных потребителей и электроэнергетику. Основная форма продажи газа - краткосрочные контракты. На американском газовом рынке существует система учета качества газа, осуществляется мониторинг объемов прокачки газа по газопроводам и распределительным сетям, причем эта информация является публичной. Цены на газ в США формируются на основе спроса и предложения на спотовом рынке (рынке разовых сделок) и меняются почти каждый день. Для каждой категории потребителей на газовом рынке США складывается свой уровень цен, что объясняется особенностями спроса на газ по сравнению с другими энергоносителями в различных секторах экономики. Помимо цен на газ по штатам и различным категориям потребителей существуют цены на газ на устье скважины, цены на газ местных газораспределительных компаний (цена газа на промысле плюс стоимость транспорта до пункта сбора газораспределительной компании).

Американский газовый рынок имеет огромную газотранспортную систему (334 тыс. км промысловых и магистральных газопроводов), а также отводов газораспределительных сетей общей пропускной способностью 3,34 млрд м³/день. Газотранспортная система США постоянно обновляется и расширяется (несколько десятков проектов реконструкции действующих и строительства новых газопроводов в год).

В структуре энергобаланса США газ составлял в 2005 г. 23% [117].

Разведанные запасы природного газа в США оценивались на конец 2004 г. в 5,29 трлн м³, что составляло 2,9% общемировых запасов газа. Согласно американской статистике, в последние 5 лет среднегодовой прирост запасов составлял 0,085 трлн м . При этом на доказанные запасы приходилось только 14% всех потенциальных (по американской терминологии «технически извлекаемых») запасов, которые оцениваются в 36,3 трлн м³. Можно сказать, что США обеспечены природным газом на многие годы вперед.

Достоверные запасы газа стабильно повышались на протяжении 1960-х годов и слегка снижались в течение 1970-х годов, когда разведка и разработка новых месторождений газодобывающими компаниями велись по сокращенной программе. Эта тенденция резко изменилась, когда промысловые цены на газ перестали регулироваться правительством, и с тех пор уровень доказанных запасов стабилизировался. В настоящее время ежегодная добыча природного газа в США превышает валовой прирост достоверных запасов, иными словами, газа расходуется больше, чем разведывается. Тем не менее, достоверных запасов газа хватит примерно на 10 лет его добычи при сегодняшних ее темпах.

Считается, что морские шельфовые месторождения, расположенные вблизи побережья США, содержат большие количества нефти и газа. Достоверные запасы газа этих месторождений, которые по состоянию на 2003 г. оценивались в 1,18 трлн. м , составляют более 20% от всех запасов газа в США. Более двух третей открытых к 2000 г. газовых месторождений расположены в Техасе и акватории Мексиканского залива. В настоящее время бурно развивается технология морского глубоководного бурения. Большие успехи достигнуты в технологиях прокладки промысловых транспортирующих и магистральных газопроводов, доставляющих газ от морских скважин на перерабатывающие установки на суше. Тем не менее, добыча газа на шельфе продолжает оставаться весьма дорогостоящей.

О каких-либо существенных запасах нефти и газа на Аляске не было известно вплоть до конца 1960-х годов, когда открыли гигантское месторождение нефти в Прадхо-Бей. Достоверные запасы сопутствующего природного газа на этом месторождении в 2000 г. оценивались в 270 млрд. м³. Однако большая часть добываемого газа снова закачивается в пласт, чтобы поддерживать давление, необходимое для поступления нефти из скважин.

Помимо достоверных запасов природного газа в Америке ведется разведка новых месторождений, а также расширяются уже известные месторождения за счет определения геологами новых границ продуктивных зон. Правительственные учреждения и различные организации газовой промышленности проводят оценки этих потенциальных ресурсов природного газа. Комитет по потенциальным запасам газа разработал критерии для оценки и классификации ресурсов газа, а именно, обнаруженный и необнаруженный газ.

Обнаруженный газ в вероятных запасах представляет собой газ, находящийся в уже известных залежах, который предполагается получить за счет расширения границ этих залежей в установленной продуктивной зоне в ходе дальнейших изысканий.

Возможные запасы - предполагаемые количества газа, существование которого связано не с известными месторождениями, но с определенными продуктивными пластами. На наличие таких запасов указывают отображения объектов и протяженности известного газоносного пласта на менее исследованные территории. Типы ловушек и/или структурных элементов залегания могут быть аналогичными или несколько отличаться. Возможные запасы - это ожидаемые запасы, которые могут быть обнаружены во вновь открытых месторождениях на этих объектах и протяженностях. Оценка вероятных и возможных ресурсов природного газа в США составляет 7,61 трлн м³ (на 2003 г.), из которых несколько менее половины находится на суше 48 штатов (исключая Аляску).

Предполагаемые запасы - категория запасов, которые предполагается найти в газоносных пластах или провинциях, еще не установленных как продуктивные. Для более или менее надежной оценки таких неизвестных запасов разрабатываются геологические аналогии. Предполагаемые запасы прогнозируются на основе данных об открытых новых залежах и новых месторождениях. Поскольку для их точного определения необходимо проведение дополнительных буровых работ и тестирование скважин, существует некоторая неопределенность с их подсчетом. Согласно оценке, предполагаемые ресурсы природного газа составляют 6,28 трлн м , 81 % которых сосредоточены в сухопутных месторождениях.

Приведенные выше оценки ресурсов природного газа не включали морские глубоководные месторождения. С их учетом недоказанные ресурсы газа акватории США оцениваются в 11,5 трлн м³ (на 2005 г.), что превышает предыдущие оценки на 12%. Из этой величины примерно 6,6 трлн м приходится на акваторию Мексиканского залива и 3,45 трлн. м³ - на акваторию Аляски.

Самая большая категория недоказанных ресурсов, оцениваемая в 12,59 трлн м³, - это нетрадиционные ресурсы природного газа, 71% которых находится в низкопроницаемых ловушках песчаников.

В течение последних 20 лет запасы газа в нетрадиционных месторождениях повысили свой статус от «скромных надежд начала 1980-х» до одного из главных источников добычи природного газа. За это время метан угольных пластов и газ битуминозных сланцев, превратились из предмета научных исследований в значительную составляющую поставок природного газа. Ожидается, что в течение следующих 20 лет роль запасов нетрадиционного газа будет возрастать. К запасам нетрадиционного газа относят также газ, содержащийся в плотных песчаниках, которые представляет собой продолжение традиционной залежи с низкой проницаемостью [118].

С 2000 по 2004 гг. добыча природного газа в США из традиционных источников сократилась, в то время как из нетрадиционных - возросла на 28,3 млрд м . Из них 16,9 млрд м³ пришлось на газ из песчаников, а 5,7 - на метан угольных пластов (за это время их добыча увеличилась с 113,2 до 130,2 и с 39,6 до 45,3 млрд м³, соответственно). В наибольшей степени возросла добыча газа из сланцевых месторождений - с 11,3 млрд м³ до 17 млрд м³ (на 5,7 млрд м³), самым известным из которых является «Barnett». Развитию разработки метана угольных пластов с 80-х по 90-е годы способствовали материальное стимулирование в виде налоговых льгот в совокупности с исследованиями, проводимыми под руководством Департамента энергетики США и НИИ ресурсов природного газа. Оба этих мероприятия до сих пор осуществляются. Оценка запасов метана из угольных пластов в США в 2004 г. составляла 530 млрд м³. В будущем предполагается использование новых технологий, расширяющих возможности добычи метана из угольных пластов, извлечение которого на сегодняшний день является нерентабельным с коммерческой точки зрения по причине либо глубокого залегания, либо слишком низкой проницаемости.

Добыча газа из битуминозных сланцев также началась в 80-х с небольших объемов в условиях льготного налогообложение и при поддержке Департамента энергетики США и НИИ ресурсов природного газа. Однако, темпы роста добычи газа из битуминозных сланцев отставали от темпов добычи метана из угольных пластов. Поскольку запасы газа в битуминозных сланцах менее изучены, в будущем планируется разработка новых залежей, а также залежей, не полностью разведанных на сегодняшний день, в отличие от ситуации с метаном угольных пластов, разработка которых в перспективе направлена на извлечение нерентабельных на настоящий момент запасов.

Согласно прогнозу Национального нефтяного совета 1999 г. (The National Petroleum Council's 1999), объем технически извлекаемых ресурсов газа из новых месторождений составил 17,91 трлн м³, в том числе из нетрадиционных - 10,07 трлн м³ (6,51 трлн м³ - газ в

33

плотных песчаниках; 2,09 трлн м - метан в угольных пластах; 1,47 трлн м - газ в битуминозных сланцах). Из 12 крупнейших месторождений природного газа в США 9 являются нетрадиционными. И Департамент энергетики и Национальный нефтяной консилиум отнесли нетрадиционные месторождения газа к категории крупных месторождений. Наибольшее количество газа содержится в плотных песчаниках, за ними следуют угольные пласты, а потом уже и битуминозные сланцы.

Для разработки нетрадиционного газа используются методы разрыва породы пласта закачкой газа или пеной под большим давлением (на месторождении «San Juan»), горизонтального бурения и воздействия на пласт (на многопластовом месторождении «Black Warrior»). Многие из этих технологий, включая гидравлический разрыв пласта, были успешно применены в ходе разработки газа битуминозных сланцев. Мнение в отношении разработки запасов нетрадиционного газа изменилось, когда началась добыча метана из мало проницаемых угольных пластов осадочного бассейна реки Powder, на который раньше не обращали никакого внимания.

Наращивать запасы нетрадиционного газа в будущем предполагается как экстенсивными, так и интенсивными методами. Одним из экстенсивных методов станет поиск выходящих на поверхность пластов с глубокими трещинами, образованными в местах изгибов или разломов. Природные трещины в горной породе всегда были ключом к промышленной добыче газа из угольных пластов, битуминозных сланцев и плотных песчаников, и останутся им в будущем. Возможно, в дальнейшем проведение поисково- разведочных работ на газ будет основано именно на этом факте. Среди интенсивных методов следует отметить усовершенствование технологии бурения и строительства скважин, оптимизацию управления основным производством и увеличение глубины бурения.

Особого внимания заслуживает исследование такого нетрадиционного газосодержащего скопления углеводородов как газогидраты. Газовые гидраты являются единственным еще не разрабатываемым источником природного газа на Земле, который может составить реальную конкуренцию традиционным месторождениям в силу огромных ресурсов, широкого распространения, неглубокого залегания и концентрированного состояния газа.

В США ресурсы газа газогидратных залежей на суше и шельфе оценены Геологическим обществом в 6000 трлн м³. Запасы газа в гидратном состоянии на Аляске достигают 66,8 трлн. куб. метров; в Мексиканском заливе выявлено 1,03 трлн м³ метана в виде газовых гидратов. На проводимые исследования по добыче метана сенат США в 2001 г.

выделил около 42 млн долларов.

В последнее время, после опубликования ряда результатов, полученных Геологическим обществом США, интерес к залежам газогидратов на суше резко возрос. В 1998 г. в Канаде в дельте реки Маккензи была пробурена экспериментальная скважина Малик (Malik), по данным которой установлено наличие мощного поля скоплений газогидратов. Исследования шельфовой зоны и картирование выявленных гидратопроявлений проводились Japan Petroleum Exploration Co. Ltd. и рядом японских промышленных компаний с участием Геологического общества США, Канады и нескольких университетов.

Вместе с тем следует отметить, что, имея неплохие доказанные и потенциальные запасы, для обеспечения потребности страны в газе США предпочитают импортировать большое количество природного газа из Канады (по газопроводу) и ввозить СПГ, для чего на восточном побережье построено и функционируют несколько терминалов.

Динамика собственной добычи газа в США представлена в табл. 2.20.

Таблица 2.20 3 Годы	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Добыча	510,4	514,5	520,4	541,8	534,9	542,2	543,1	549,2	541,6	544,9	557,7	547,7	549,6	542,9	525,7

По добыче газа США занимают второе место в мире после России. Если учесть, что это т.н. товарный газ без учета закачки в пласт и нужд газопроводов, то, возможно, и лидируют.

Потребление газа в США представлено в табл. 2.21.

Таблица 2.21 Потребление природного газа в США (млрд м3) [6] Годы	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Потребление	549,0	563,7	593,2	596,1	620,6	631,7	630,9	614,3	621,7	647,1	642,4	667,5	645,3	646,7	633,5

Из приведенных данных видно, что в последние 10 лет добыча газа практически остается стабильной и варьируется в пределах 10-15 млрд м³. В США не спешат наращивать собственную добычу газа и очень дозированно вводят в эксплуатацию новые месторождения. В то же время потребление газа постоянно растет (за период 1991-2000 гг. рост составил 18%, или 1,7% в год). В 2004 г. превышение объема потребления над объемом производства составило 19,3%, а в 2005 г. - 20,5%. Из Канады в 2004 г. было импортировано по трубопроводам 102,1 млрд м³ газа, а в 2005 г. - 104,2 млрд м³. Одновременно США импортировали СПГ (в 2004 г. всего было ввезено 18,5 млрд м³ СПГ, в т.ч. из Тринидада и Тобаго - 13,1 млрд м³ СПГ, Омана - 0,3 млрд м³, Катара - 0,3 млрд м³, Алжира - 3,4 млрд м³,

3 3 3

Нигерии - 0,3 млрд м , Австралии - 0,4 млрд м , Малайзии - 0,6 млрд м . В 2005 г. импорт СПГ составил 17,9 млрд м³ [6].

Доля чистого импорта в потреблении природного газа в США в 2004 г. составила 18,9%, в т.ч. 85% поступило по трубопроводам, 15% в виде сжиженного газа.

Баланс природного газа в США в период 2000-2004 гг. приведен в табл. 2.22.

В 2004 г. емкость подземных хранилищ газа (ПХГ) в США составила 232,2 млрд м³. В ПХГ в 2004 г. было закачано 88,1 млрд м³, а извлечено из хранилищ 85 млрд м³.

В последние несколько лет цены на природный газ в США возросли, вследствие чего потребление газа несколько снизилось. За последние три года она составила в среднем 137,6 долл./тыс м³, в то время как в предыдущие три года она составляла 82,6 долл./тыс м³.Потребительские цены на газ за последние три года составили 250 долл./тыс м³. В 2004 г. цена на газ в США (Henry Hub) составила 210,6 долл./тыс.м³, в 2005 г. - 316,4 долл./тыс. м³ [6].

Соотношение цен на газ в США (цены на устье скважины и средние цены коммерческих потребителей представлены в табл. 2.23.

Приведенная в табл. 2.23 динамика цен отражает изменения цен в соответствии с эволюцией газового рынка США, описанной выше, а также тенденцию роста цен в 2001— 2005 гг.

Таблица 2.22 Баланс природного газа в США (млрд м3) [117]. Показатели	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004
Добыча
шт. Техас	150,0	152,3	149,2	151,3	145,5
шт. Луизиана	41,3	42,7	43,7	45,5	36,9
прочие штаты	382,4	391,1	374,4	377,1	350,3
Итого добыча	573,7	586,1	567,3	573,9	532,7
Импорт
Канада	100,7	105,9	107,3	106,5	104,0
Мексика	0,3	0,3	0,1	0,1	0,0
Сжиженный природный газ	6,4	6,8	6,5	8,5	18,5
Итого импорт	107,4	113,0	113,9	115,1	122,5
Дополнительный газ	2,4	2,2	2,3	2,3	1,7
Потери	60,5	56,8	107,2	102,8	56,8
Итого поставки	623,0	644,5	576,3	588,5	651,2
Закачка в хранилища (+), из хранилищ (-)	23,5	-56,8	12,7	-2,2	4,3
Суммарные поставки	646,5	587,7	589,0	586,3	655,5
Экспорт	6,9	10,6	14,7	17,0	24,4
Суммарное потребление	639,6	577,1	574,3	569,3	631,1

Таблица 2.23 Цены на газ в США (долл./тыс. м3) [6] Годы	1976	1977	1978	1979	1980	1981	1982	1983	1984	1985	1986	1987
Цена на устье скважины	20,88	28,44	32,76	42,48	57,24	71,28	88,56	93,24	95,76	90,36	69,84	60,12
Цена потребителей	59,04	73,44	80,28	98,28	122,04	144,0	173,52	201,24	199,8	198,0	182,88	171,72
Продолжение табл. 2.23
Годы	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Цена на устье скважины	60,84	60,84	61,56	59,04	62,64	73,44	66,6	55,8	78,12	83,52	70,56	78,84
Цена потребителей	166,68	170,64	173,88	173,16	175,68	487,92	195,84	181,80	194,40	208,8	197,28	191,88

Продолжение табл. 2.23 Годы	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Цена на устье скважины	132,48	144,00	106,20	175,68	197,64	288,00
Цена потребителей	237,24	30,48	238,68	298,44	333,72	406,80

Наиболее высокие цены на газ в США для потребителей коммунально-бытового и коммерческого секторов. Цены для энергетического сектора и для промышленности ниже, но тем не менее превосходят цену газа на устье скважины примерно на 20%.

В связи с ростом цен на природный газ в США увеличился импорт СПГ, который стал конкурентоспособным по сравнению с магистральным газом из Канады. Если в 1997 г. США импортировали 2,3 млрд м³ СПГ, то в 2000 г. объем импорта возрос до 4,8 млрд м³, 2001 г. -

3 3 3

5,4 млрд м , 2002 г. - до 6,5 млрд м , в 2004 г. возрос до уровня 18,5 млрд м , а к 2020 г. может возрасти до 60 млрд м .

К 2025 г. доля природного газа в структуре энергопотребления США возрастет с нынешних 23% до 29%. Такой рост спроса отразится на общем приросте, что составит 237,32

33

млрд м , или среднегодовом приросте около 11,5 млрд м .

Рост платежеспособного спроса и сомнения в достаточности предложения газа, естественно, скажутся и на его цене. Многие аналитики сходились в том, что цена на газ в США в течение 20 лет будет расти до 162-180 долл. за тыс. м³. При этом, правда, не исключали, что при средней цене выше 166 долл. природный газ внутри страны будет заменяться альтернативными конкурентоспособными энергоносителями, а энергоемкие производства удобрений и других товаров газохимической промышленности будут перемещаться в страны с низкой стоимостью природного газа. А вот эксперты EIA считают, что цена газа добывающих компаний за 5 лет сократится на 30% (табл. 2.24). Частично это будет связано с некоторым ростом объемов добычи в стране, конкуренцией с иностранными поставщиками и общей стабилизацией ситуации на газовом рынке. Цена, которую будут платить за газ конечные потребители, также снизится к 2010 г. благодаря более эффективной, удешевленной транспортировке. Однако, в дальнейшем по мере истощения относительно легкодоступных месторождений и разработки залежей в трудных условиях, наметится рост цены газа добывающих компаний. Более того, по причине ожидаемого бума СПГ в 2009 г. и учитывая тот факт, что поставки СПГ в США с каждым годом будут расти, увеличится стоимость транспортировки газа. В связи с этим увеличится цена газа для конечных потребителей. Упомянутые последними тенденции роста цен возобладали и в 2005 г. цена достигла исторического максимума.

Прогноз цен на природный газ в США (долл./тыс. м3) [119"				Таблица 2.24
	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Цена «на устье скважины»	150,0	103,0	117,7	128,2	135,6
Цена для жилищно-коммунального сектора	292,3	227,0	239,1	252,2	264,1
Цена для коммерческого сектора	247,6	200,1	213,4	223,6	231.8
Цена для промышленности	176,9	127,4	140,4	152,3	159,3
Цена для автотранспортного топлива	285,3	249,3	265,5	275,1	282,4
Цена для энергетического сектора	170,9	123,4	138,7	150,3	157,1

Согласно прогнозам, выполненным Международным энергетическим агентством, развитие добычи в США может пойти по двум сценариям. Первый (стабилизационный) предполагает, что добыча газа в США сохранится до 2020 г. на уровне 550 млрд м^э; второй (сценарий развития) построен исходя из перспектив роста добычи в 2005 г. до 600 млрд м³, 2010 г. - до 710 млрд м³, 2020 г. - до 850 млрд м³.

Согласно прогнозу EIA, доля собственного природного газа в экономике страны будет снижаться. Его добыча, по итогам 2005 г., составила 525,7 млрд м³ при уровне запасов в 5,35 трлн м³. Соотношение доказанных запасов и существующей добычи составляет в настоящее время примерно 10 лет, и на этом уровне оно держится уже в течение нескольких лет. Сегодня американская газовая промышленность активно развивается, используя так называемые нетрадиционные источники газа (плотные коллектора, угольный метан и др., доля которых в добыче, согласно EIA, составляла в 2004 г. около 30%, а рост к 2010 году достигнет 36-37%).

По тем же оценкам, совокупная добыча газа в США может несколько вырасти по сравнению с показателем 2004 г. (табл. 2.25) и составить в 2020 г. 619,49 млрд м³, из которых в Мексику будет поставлено около 10 млрд м³. Возникающую прогнозируемую разницу между потреблением и добычей в пределах 250 млрд м³, если ориентироваться на базовый вариант прогноза, придется возмещать дополнительными объемами собственного и импортного газа (прогнозируемая доля импорта в потреблении представлена в табл. 2.26.

Таблица 2.25 Прогноз предложения природного газа в США (млрд.м3) Источник поступления	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Добыча в США	545,34	577,89	587,79	619,49	617,79
Чистый импорт (импорт - экспорт):	95,37	139,52	198,66	223,01	245,36
Канада	84,90	72,73	84,33	76,13	72,16
Мексика	-10,75	-3,96	-8,21	-9,90	-7,07
СПГ	21,22	70,75	122,54	156,78	180,27
Дополнительный газ	1,98	2,26	2,26	2,26	2,26
Итого:	642,69	719,67	788,71	844,76	865,41

Источник: EIA

Таблица 2.26 Доля импорта в потреблении природного газа США, 2005 - 2025 гг., %	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Доля импорта в потреблении природного газа	18,9	22,5	28,6	29,9	31,6

Источник: EIA

По оценкам, озвученным на Энергетической конференции в Хьюстоне, добыча газа на шельфе и побережье Мексиканского залива США к 2015 г. может вырасти на 50 млрд м³ в год, но частично будет компенсирована снижением в других регионах.

Импорт из Западно-Канадского осадочного бассейна увеличится до 200 млрд м³ в год к 2011 г. и вновь снизится к 2015 г. При этом в самой Западной Канаде, если к тому времени освоение битуминозных песчаников примет широкие масштабы, на 13-15 млрд м³ в год вырастет собственное потребление. Так что с этого направления особого роста поставок газа в США не предвидится. Ожидаются они в основном из арктических районов Канады и с Аляски. Проводником нового газа должны стать два грандиозных газопровода, дебаты по допустимости сооружения которых ведутся вот уже несколько лет. Разрешение на строительство первого из них, из Канады, ожидались в 2005-2006, а начало поставок - в 2008-2009 гг. Его начальная мощность в 12 млрд м³ в год будет доведена до 20 млрд. Газопровод с Аляски мощностью 46 млрд м³ может быть построен не ранее чем к 2012-2013 гг.

До ввода северных газопроводов еще далеко, а спрос на газ растет. Аналитики, да и государственные представители Канады и США, не скрывают, что канадские газовики не смогут в среднесрочной перспективе нарастить объемы экспорта, адекватные росту спроса на газ в США. Ответом на эту ситуацию будет СПГ, доля которого в структуре поставок превысит долю магистрального газа в 2025 г. более чем в два раза (табл. 2.27). После запланированного ввода в эксплуатацию северных газопроводов падение доли магистрального газа несколько замедлится. Однако это не помешает вырасти доле СПГ в 3,5 раза в течение 20 лет [119].

Таблица 2.27

Структура поставок ni	риродного газа в США, 2005 - 2025 гг., %
	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Транспортировка по газопроводам	80,0	50,7	40,8	32,7	28,6
СПГ	20,0	49,3	59,2	67,3	71,4
Итого:	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0

Источник: EIA

Что касается газопотребления США, то на данный момент доля СПГ в нем незначительна. Тем не менее, учитывая постоянно растущий разрыв между добычей и спросом, перспективой роста цен, можно полагать, что газовый комплекс США находится на пороге превращения в основного импортера СПГ в долгосрочной перспективе. По мнению EIA, к 2025 г. импорт СПГ может расшириться до 180 млрд м .

В расчете на будущие поставки в США все больше активизируются работы по расширению мощностей новых терминалов, о чем уже было сказано в предыдущих и будет сказано в последующих разделах. Перспективы роста импорта СПГ в сочетании с неудержимым ростом внутренних цен на газ, которые с середины 2000 года выросли на 50% и сейчас являются самыми высокими в мире, стимулировали небывалый интерес к американскому рынку, импорт на который до сих пор был почти исключительной монополией канадского газа.

На сегодняшний день можно с уверенностью говорить о почти полной ориентации на американский газовый рынок существующих и потенциальных производителей СПГ Южной Америки. Так, производственный потенциал только Тринидада, ориентированный в основном на рынок США, к 2010 г. составит порядка 23,9 млрд м . Существуют планы по развитию производства СПГ в Венесуэле и в Перу. Если они реализуются в сроки и в объемах, намеченных бизнес-планами этих проектов, потенциал Южной Америки может

33

увеличиться еще иа 12,5 млрд м и составить 36,4 млрд м .

Основные производители африканского континента почти с самого начала развития отрасли закрепились на американском рынке. Сегодня Алжир ориентирует на США около 11% своего экспорта СПГ, что составляет примерно 2,75 млрд м , продолжая считать своим основным рынком Европу. Следовательно, роста поставок СПГ в США из Алжира ожидать не приходится.

Это же относится к другому африканскому игроку на атлантическом рынке СПГ - Нигерии, хотя она поставляет в США пока немного. Однако, компания Shell, участвующая в нигерийских проектах, готова производить к 2010 г. еще 9,5 млрд м³, которые либо целиком, либо частично будут направлены на американский рынок. Для ливийского СПГ американский рынок был закрыт по политическим мотивам, а в настоящее время весь газ этой африканской страны идет в Европу.

Интерес новых африканских игроков к развитию поставок газа в США также весьма велик. Это Экваториальная Гвинея с проектом производства 4,7 млрд м и главным акционером компанией Marathon. Ангола с проектом в 6,4 млрд м³ и 50%-ной долей участия ChevronTexaco и ExxonMobil и, наконец, Египет, где ведущий акционер проекта BG, имеющий большой опыт работы на американском рынке и резервные мощности на терминалах США, планирует поставлять сюда еще 5 млрд м в год..

Почти все эти проекты должны войти в строй до 2007 года, и, таким образом, на американский рынок к 2010 году с большой долей вероятности странами Африки будет направляться порядка 32 млрд м .

Еще одним атлантическим игроком, который обеспечил себе место на американском рынке, является Норвегия, которая использует СПГ для диверсификации сбыта своего газа. Statoil ориентирует на США 2,4 млрд м³, после того как в 2006 г. вступит в эксплуатацию завод, строительство которого идет в рамках проекта Snohvit.

Таким образом, к 2010 г. поставщиками Южной Америки, Африки и Европы на американский рынок может быть направлено 70,8 млрд м³ СПГ.

Немалыми являются потенциальные возможности поставок СПГ в США из стран Персидского залива. Оман и Катар уже поставляют СПГ в США. Причем, если первый имеет на этом рынке лишь отдельные спотовые сделки, ориентируя основную продукцию на страны АТР, то второй при помощи ExxonMobil и ConocoPhillips рассчитывает на увеличение объема экспорта СПГ в США к 2010 г. до 31,9 млрд м³ . Как представляется, это серьезная заявка на лидерство.

Азиатско-Тихоокеанские производители сегодня фактически не представлены на американском газовом рынке, но, тем не менее, и они могут в нынешнем десятилетии внести свою лепту в обеспечение США СПГ. Экспертные оценки указывают, что экспорт стран Юго-Восточной Азии и Австралии на американский рынок СПГ может быть оценен в 18-20 млрд м [119].

Останется ли в этой схеме место для газпромовских проектов СПГ? Обсуждение возможностей российских проектов будет сделано в следующей главе.

По прогнозу потребления природного газа, сделанному Департаментом информации Министерства энергетики США, спрос на газ в США в 2005 г. достигнет 725 млрд м , 2010 г. - 800 млрд м³, 2015 г. - 890 млрд м³, 2020 г. - 960 м³.

В представленном в 2003 г. Конгрессу США прогнозе спрос на газ к 2020 г. вырастет до 850-900 млрд м³ в год, и для его обеспечения необходимы дополнительные объемы собственного и импортного газа.

Что касается структуры потребления природного газа в США, то можно выделить три основные сферы потребления газа: отопление жилья, электроэнергетика и промышленность. При этом отмечается рост удельного веса потребления газа для отопления жилья и электроэнергетики, снижение удельного веса промышленности.

Сферы использования	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2004 г.	2006 г. (прогноз)
Потребление предприятиями газовой отрасли	4,8	4,8	4,9	4,7	5,0	4,6
Обслуживание газопроводов	2,9	2,8	2,8	2,8	3,0	2,8
Отопление жилья	21,1	21,4	21,5	21,9	21,9	21,9
Коммерческий сектор	13,6	13,8	13,7	13,9	13,4	14,4
Электроэнергетика	21,5	22,3	24,0	24,7	23,9	24,8
Промышленность	36,1	34,9	33,1	32,0	32,8	31,5
Итого	100	100	100	100	100	100

В промышленности наибольший удельный вес занимает химическая промышленность (порядка трети). Если отнести объем потребления природного газа в химической промышленности к суммарному потреблению газа, то эта доля составляет 10% (для сравнения в России - 2,5%).

В 2001 г. Департамент энергетики США опубликовал анализ перспектив развития американского внутреннего рынка энергоносителей до 2025 года. Результатом этой работы стал прогноз потребления первичных энергоносителей при трех (базовом, оптимистичном и пессимистичном) вариантах развития американской экономики.

Согласно базовому сценарию, по которому ежегодный экономический рост оценивался в 3%, в 2010 году американской экономике потребуется примерно 720 млрд м³ природного газа, а к 2025 году спрос на газ составит уже порядка 870 млрд м . При этом доля электроэнергетики в потреблении газа с нынешних 23,9%, по расчетам экспертов EIA, увеличится к этому периоду до 31%, а доля промышленности сократится до 29 %. Более подробно рост спроса на природный газ в перспективе представлен в табл. 2.29.

Таблица 2.29 Прогноз спроса на природный газ по секторам (млрд м3) [119]	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.
Потребление предприятиями газовой отрасли	31,98	33,11	33,96	36,51	35,94
Обслуживание газопроводов	18,39	19,24	20,10	22,64	23,21
Жилищно-коммунальный сектор	143,20	156,23	162,44	166,40	169,52
Коммерческий сектор	86,60	95,94	101,31	107,54	114,61
Промышленность	204,33	222,72	233,76	244,51	254,70
Электроэнергетика	146,03	190,74	237,44	267,43	266,87
Автотранспортное топливо	0,85	1,70	2,26	2,83	3,11
Итого:	631,38	719,68	791,27	847,86	867,96

Достаточно большую долю в повышении спроса на газ вносят проблемы экологии и конкуренция на энергетическом рынке. Чтобы замедлить процесс глобального потепления, США и другие промышленно развитые государства приняли решение о снижении выбросов оксидов углерода (прежде всего, углекислого газа) в атмосферу. Это существенно скажется на использовании газа в качестве топлива для автомобилей. Его потребление в данном секторе, согласно прогнозу EIA, возрастет в 5 раз к 2025 г. по сравнению с 2004 г. Еще в октябре 1997 г. экс-президент Клинтон заявил, что Америка должна следовать политике «топливной конверсии» - переходить с угля на природный газ для производства электроэнергии на электростанциях.

Многие мероприятия, предусмотренные в рамках экологической программы ограничения выбросов, были осуществлены благодаря активной конкуренции между поставщиками энергии. При превращении топлива в полезную энергию более экономичные процессы дают не только меньше выбросов, но и снижают себестоимость энергии, повышая конкурентоспособность производителя.

Участниками американского газового рынка являются также Канада и Мексика. Канада - крупный производитель газа: объем добычи в 2004 г. составил 182,8 млрд м³, в 2005 г. - 185,5 млрд м³; потребление соответственно - 89,5 млрд м³ и 91,4 млрд м³ [ 6 ].

161

Канада - крупнейший экспортер природного газа. В 2004 г. из Канады в США поступило 102 млрд м³ газа, причем этот газ шел из пров. Альберта, основного газодобывающего района Канады в штаты Промышленного Востока и Среднего Запада США. В 2005 г. объем экспорта возросло 104,2 млрд м³. В свою очередь для обеспечения газом своих «старых» территорий на юго-востоке (районы Монреаля, Оттавы, Квебека) Канада импортирует газ из США. (8,7 млрд м³ в 2004 г. и 10,1 млрд м³ в 2005 г.) по газопроводам, работающим еще с тех времен, когда у Канады практически еще не было собственной газодобычи.

Мексика - один из крупнейших производителей нефти; однако, что касается добычи природного газа, то хотя за последние 10 лет добыча газа в стране росла, но объемы добычи не столь внушительны, как объемы добычи нефти. В 1994 г. в Мексике было добыто 37,4 млрд м³ природного газа, а в 2005 г. - 39,5 млрд м³. За 10 лет добыча возросла на 43%. Потребление же в 2004 г. составило 48,2 млрд м³. Недостающий газ в объеме 10 млрд м³ в 2005 г. поступил из США. По прогнозу объем потребления природного газа в Мексике в период до 2012 г. будет расти на 6,8% в год, что заметно выше, чем прогнозируемые темпы роста спроса на электроэнергию (5,6%), дизельное топливо (3,8%), бензин (3,3%) [121]. Увеличение добычи газа будет связано с трудностями, так как за последние 20 лет объем

33

доказанных запасов газа в Мексике снизился с 2,17 трлн м в 1984 г. до 0,41 трлн м в 2005 г. Потребуются значительные инвестиции для выполнения геолого-разведочных работ по поиску новых месторождений природного газа.

Южноамериканский рынок газа пока остается обособленным и неразвитым, хотя имеет благоприятные перспективы. Разведанные запасы природного газа в странах Южной и

33

Центральной Америки составляют 7,1 трлн м , в т.ч. в Венесуэле - 4,22 трлн м , Боливии - 0,89 трлн м³, Аргентине - 0,61 трлн м³, Тринидаде и Тобаго - 0,53 трлн м³. Однако по оценке экспертов потенциальные ресурсы природного газа на южноамериканском континенте

3 3 3

огромны: в Венесуэле - 150 трлн м , Боливии - 28,7 трлн м , Аргентине - 29,4 трлн м ,

33

Бразилии - 9,0 трлн м , Перу - 6,8 трлн м [122].

Суммарная добыча природного газа в Центральной и Южной Америке составляла в

3 3 3

2004 г. 129,1 млрд м , в т.ч. в Аргентине - 44,9 млрд м , Венесуэле - 28,1 млрд м . Тринидаде и Тобаго - 27,7 млрд м³, Боливии - пока 8,5 млрд м³. В 2005 г. добыча газа в регионе составила 135,6 млрд м , т.е на 4,8% выше уровня 2004 г. [6].

Потребление природного газа на континенте составило в 2004 г. 117,9 млрд м³. Наиболее крупными потребителями являются Аргентина - 37,9 млрд м³ (2004 г.), Венесуэла

33

- 28,1 млрд м , Бразилия - 18,7 млрд м . Основным экспортером природного газа является Тринидад и Тобаго, поставивший на международные рынки в 2004 г. 14 млрд м³ газа в виде сжиженного природного газа. По трубопроводам газ в относительно небольших количествах поступает в Бразилию из Боливии (7,1 млрд м³ в 2004 г.) и из Аргентины (0,5 млрд м³), а также в Чили из Аргентины (7,2 млрд м³ в 2004 г.). В 2005 г. потребление газа в странах Южной и Центральной Америки составило 124,1 млрд м [6].

Время трансюжноамериканских газопроводов пока еще не пришло, но оно уже на подходе. Президенты Венесуэлы, Аргентины и Бразилии подписали соглашение о будущем строительстве трансконтинентальных газопроводов протяженностью 8-10 тыс. км из Венесуэлы в Аргентину через Бразилию и Уругвай. Строительство газотранспортных систем потребует 10-17 млрд долл. и 5 лет на сооружение [122].

По расчетам экспертов поставки газа из Венесуэлы в Бразилию в объеме 33-50 млрд м³/год могут быть обеспечены по цене сиф 95 долл./тыс.м³ (что предпочтительнее поставок из Боливии по 130 долл./тыс.м³).

Первый участок трансконтинентального газопровода по территории Южной Америки намечено осуществить от г. Ордас де Пуэрто в Венесуэле до г. Мараба в Бразилии. Протяженность газопровода 2950 км, число компрессорных станций - 13, диаметр газопровода - 66 дюймов (1680 мм). Газопровод пройдет через штат Рондониа и продолжится на юг до Манауса, столицы штата Амазонас, а оттуда в г. Мараба, столицу штата Пара. В Манаусе газопровод соединится с газотранспортной системой, которую бразильская национальная компания Petroleo Brasileiro ведет от месторождения вблизи г. Уруку. Прокладка газопровода в штате Амазонас может встретить активное противодействие «зеленых», мечтающих сохранить в неприкосновенности уникальную экосистему этого штата.

От г. Мараба должна отойти ветка газопровода в г. Форталеза, столицу штата Сеара. Протяженность ветки - 1387 км, диаметр газопровода - 32-34 дюйма (813-864 мм), мощность - 12,3 млрд м³/год. В г. Форталеза газопровод может соединиться с существующей газотранспортной системой, идущей вдоль побережья в г. Сальвадор, столицу штата Баия. Из г. Сальвадор компания Petroleo Brasileiro строит газотранспортную систему, связывающую север и юг Бразилии. Компания собирается инвестировать 3,9 млрд долл. в течение 3-х лет для сооружения 4191 км газовых магистралей.

Еще один участок газопровода (1977 км) должен пройти из Мараба в штат Сан-Паулу. Мощность газопровода - 14,7 млрд м , конечный пункт - г. Сан-Паулу. Из Сан-Паулу предполагается проложить еще одну линию газопровода протяженностью 1875 км между штатом Рио Грандо до Сул и Уругваем и, минуя Уругвай, в Аргентину.

Таким образом, в течение 5 лет южноамериканский континент получит достаточно мощную трансконтинентальную газотранспортную систему.