Природный газ — самый молодой по времени использования человечеством вид ископаемого топлива. Масштабная добыча природного газа долгое время существовала лишь в одной стране мира — США.
Ценность газа как топлива заключается в его высокой теплотворной способности (90% от нефтяной) и высокой экологичности (в разы меньший уровень образования загрязняющих веществ по сравнению с нефтью и тем более углем). По этим причинам природный газ очень удобен для применения в коммунально-бытовом хозяйстве, а также в качестве технологического топлива в различных промышленных отраслях (черная металлургия, производство стройматериалов и др.). Кроме того, природный газ — ценное сырье для химической индустрии, на его использовании основана современная промышленность азотных удобрений и производство широкого спектра продуктов органического синтеза, из которых затем получают пластмассы, химические волокна и т.д.
Запасы природного газа в мире устойчиво растут, в настоящее время они определяются в 180—200 трлн. м3, в зависимости от источника. Обеспеченность запасами газа в последние годы снижается, но остается довольно значительной — около 55 лет. Потенциал открытий крупных газовых ресурсов весьма высок, в доказательство этого факта можно привести два ярких примера.
Главные районы сосредоточения запасов природного газа — Персидский залив и север Западной Сибири, важные — Средняя Азия и Прикаспий, Северная Африка, Гвинейский залив, Юго-Восточная Азия и Австралия, Баренцево море, юг США. Держателем крупнейших в мире разведанных ресурсов газа выступает Россия, следующие два места занимают Иран и Катар.
Большими запасами газа также обладают:
• в СНГ — Туркмения;
• в АТР — Австралия, КНР, Индонезия;
• на Ближнем Востоке — Саудовская Аравия, ОАЭ, Ирак;
• в Африке — Нигерия, Алжир;
• в Северной Америке — США;
• в Латинской Америке — Венесуэла.
По происхождению природный газ делится на газ газовых месторождений и попутный нефтяной, растворенный в нефтяных залежах. Кроме того, в ряде стран газ откачивают из угольных пластов, попутно решая проблему повышения безопасности угледобычи. Это направление получило развитие в последние 20 лет в связи с ростом спроса на газ и повышением цен на него; лидером здесь являются США с объемом добычи 50 млрд. м3 в год.
Получил широкую известность сланцевый газ, по сути, обычный природный газ, но извлекаемый из другого типа залежей (слоистых пород). Пионер в этой области — США, где разработка подобных залежей ведется давно, начала быстро расти и стала играть существенную роль в национальной газодобыче. Ресурсами такого газа могут обладать многие страны, однако его добыча гораздо более затратна, чем традиционного, требует отчуждения больших площадей и сопряжена с высокими экологическими рисками. Малый срок масштабной эксплуатации сланцевых залежей и небольшое количество достоверной информации по разным аспектам этого процесса, прежде всего экономическим, не позволяют объективно прогнозировать развитие данного направления газовой промышленности и порождают самые разные оценки на перспективу — от крайне пессимистичных до очень оптимистичных.
В промышленной статистике весь газ считается вместе, иногда в общей добыче природного газа выделяют попутный нефтяной, наиболее ценный с точки зрения химической промышленности. Во внешней торговле газ подразделяется на природный газообразный, сжиженный природный и сжиженные нефтяные. Последние получают в ходе очистки природного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), при переработке попутного газа на нефтепромыслах, а также, в меньшем количестве, на нефтеперерабатывающих заводах; обычно их рассматривают как отдельный рынок.
Главный производственный показатель газовой промышленности — добыча товарного природного газа. Как правило, именно этот показатель приводится в первую очередь в национальной статистике и в исследованиях отраслевых организаций. Вместе с тем существует также показатель валовой добычи газа, учитывающий весь объем извлеченного из недр природного газа, включая закачанный обратно в пласт, сожженный в факелах на газопромыслах или просто утерянный. Валовая добыча газа больше товарной примерно на 20%, однако по отдельным странам этот показатель колеблется в широких пределах. Закачка газа в пласт в больших объемах осуществляется многими странами, например, в США она составляет примерно 100 млрд. м3 в год. Эта процедура для одних стран является вынужденной мерой в связи с отсутствием возможности товарного использования газа, а для других — экономически целесообразным способом поддержания давления в нефтяных залежах. Сжигание газа в факелах и потери при добыче оценивались более чем в 100 млрд. м3, лидерами здесь были Нигерия, Россия и Иран; в России к настоящему моменту, после внесения поправок в законодательство, ситуация существенно улучшилась. Кроме того, статистикой фиксируется производство сухого газа — природного газа, прошедшего очистку на ГПЗ. В процессе этой очистки извлекаются прежде всего сжиженные углеводородные газы, являющиеся ценным сырьем для химической промышленности, а также некоторые другие полезные компоненты и ненужные примеси; объем газа при этом уменьшается примерно на 5—10%. В Северной Америке на ГПЗ перерабатывается практически весь добываемый газ, а в России — только 10—12%.
На современном этапе к числу ведущих производителей газа, помимо вышеназванных крупнейших, следует отнести (текущий уровень добычи, млрд. м3 в год):
• в СНГ — Туркмению (70), Узбекистан (60);
• в Европе — Норвегию (115), Нидерланды (65);
• в АТР — КНР (110), Индонезию (70), Малайзию (65), Австралию (50);
• на Ближнем Востоке — Саудовскую Аравию (100), ОАЭ (50);
• в Африке — Алжир (80), Египет (60);
• в Северной Америке — Мексику (60).
Торговля природным газом (здесь и далее — без СУГ) устойчиво развивается, несмотря на наличие целого ряда серьезных ограничений. Главная сложность торговли заключается в необходимости специальной инфраструктуры для транспортировки. Поставки газа из одной страны в другую могут осуществляться только по газопроводам либо, используя технологию сжижения, на специальных судах-газовозах (метановозах). Газопроводы прокладываются в основном на суше или мелководном шельфе, лишь единицы проходят через сравнительно глубокие морские участки, но на небольшой протяженности (например, газопроводы между Алжиром и Италией, между Россией и Турцией).
Задавайте вопросы нашему консультанту, он ждет вас внизу экрана и всегда онлайн специально для Вас. Не стесняемся, мы работаем совершенно бесплатно!!!
Также оказываем консультации по телефону: 8 (800) 600-76-83, звонок по России бесплатный!
При этом любой трубопровод — сложное и дорогостоящее инфраструктурное сооружение, а стоимость прокладки газопровода обычно выше, чем нефтепровода, в связи с большей технологической сложностью. Таким образом, торговля по газопроводам ведется в пределах континентов или даже их отдельных частей (крупные горные системы — тоже серьезное препятствие для газопроводов, особенно в сейсмоопасных районах).
Единственно возможным способом трансокеанической перевозки газа является использование технологии сжижения. В этом случае добытый газ по газопроводу подается на портовый завод по сжижению, погружается на газовоз, доставляется в страну-покупатель, на портовых регазификационных установках переводится обратно в газообразное состояние и поступает через национальную систему газопроводов потребителям. В сжиженном виде природный газ может находиться только при очень низких температурах, перевод его в это состояние технологически сложен и энергозатратен. Сохранение газа в сжиженном виде тоже весьма сложная задача, и неслучайно именно газовозы являются самыми дорогими судами морского флота — стоимость крупного газовоза может составлять 100—200 млн. долл. Следовательно, и для осуществления торговли газом в сжиженном виде требуются масштабные затраты (финансовые, материальные и т.д.). В результате торговля СПГ возможна только в условиях очень низкой стоимости добываемого природного газа либо, наоборот, очень высоких цен на рынке страны-потребителя. Помимо этого, она привязывается к морю — в силу высоких затрат на строительство и эксплуатацию транзитные заводы СПГ и регазификационные установки пока не существуют и маловероятны в перспективе.
Необходимость создания крупномасштабной, дорогостоящей и технологически сложной инфраструктуры для торговли природным газом обусловливает специфический характер торговли им. Контракты в основном заключаются на длительный срок (10—20 лет и более) с условием гарантированного выбора оговоренных минимальных объемов газа (принцип «бери или плати»), а создание экспортной инфраструктуры ведется совместно несколькими странами с привлечением многосторонних кредитов. Договоренности о поставках газа, как правило, достигаются на уровне национальных правительств. Все это вкупе с вложением очень больших денежных средств обусловливает тщательность выбора партнеров и проработки проектов. Для многих развивающихся стран, обладающих большим экспортным потенциалом по газу, главным препятствием на пути его реализации является нестабильная политическая обстановка, отсутствие у зарубежных партнеров уверенности в успешном осуществлении проектов и выполнении контрактов.
Крупными экспортерами газа, помимо вышеперечисленной четверки лидеров, также выступают (современный уровень экспорта, млрд. м3 в год):
• в СНГ — Туркмения (45);
• в Европе — Нидерланды (50);
• в АТР — Индонезия (35), Малайзия, Австралия (по 30—35);
• в Африке — Алжир (50), Нигерия (25—30);
• в Северной Америке — США (45).
Трубопроводная торговля газом ведется в рамках нескольких региональных газотранспортных систем. Крупнейшей из них является евроазиатская, объединяющая Европу, республики бывшего СССР и Турцию, к ней обособленно имеют выход североафриканские страны (два газопровода из Алжира и один из Ливии). На эту систему приходится более 60% мировой трубопроводной торговли газом. Второй по значимости район торговли — зона НАФТА, объединяющая Канаду, США и Мексику, на нее приходится 20%. Небольшая система расположена в Латинской Америке, в ее составе Боливия, Бразилия, Аргентина и Чили. Система Юго-Восточной Азии представлена газопроводами между Индонезией, Малайзией и Сингапуром и газопроводом из Мьянмы в Таиланд. Формирующаяся ближневосточная система пока представлена разрозненными районами (газопроводы из Египта в соседние страны, из Катара в ОАЭ и Оман, из Туркмении в Иран), но в перспективе может значительно расшириться и объединиться с евроазиатской (сейчас действует небольшой газопровод из Ирана в Турцию). С пуском в строй первого газопровода между Туркменией и Китаем началось формирование новой, восточноазиатской системы, в ее состав вошел газопровод Мьянма — Китай. В течение ближайших 10—15 лет она может расшириться за счет газопроводов из России в Китай и Корею и новых газопроводов из Средней Азии.
Торговля СПГ имеет несколько основных центров формирования потоков и спроса. Долгое время главным районом вывоза была Юго-Восточная Азия (с Австралией), однако лидерство принадлежит Ближнему Востоку: 40% мирового экспорта соответственно против около 30% у АТР. Второстепенное значение имеют Гвинейский залив (10%), Северная Африка, Тринидад (по 6%), также Сахалин (4%). Крупнейший импортный рынок СПГ — Восточная Азия, на которую приходится 65% глобального спроса. Второй по величине район потребления — Западная и Южная Европа (включая Турцию) с долей 20%. Второстепенные рынки — Индия, Латинская Америка и Северная Америка (по 4—6%).
Поставки СПГ с Ближнего Востока в наибольшей степени направлены в Восточную Азию (55%) и Европу (около 25%), значителен экспорт в Индию (12%). Из Юго-Восточной Азии и Австралии СПГ почти полностью вывозится в Восточную Азию. Отгрузки из Гвинейского залива осуществляются преимущественно в Восточную Азию (50%) и Европу (35%), второстепенное значение имеют Индия, Северная Америка и Латинская Америка. Подавляющая часть поставок из Северной Африки (75%) направлена в Европу, существенный вес имеют Восточная Азия (15%) и Индия (6%). В экспорте Тринидада и Тобаго ведущие позиции принадлежат Латинской Америке (более 50%), меньший вес имеют Северная Америка (20%), Европа (15%) и Восточная Азия (10%). Сахалинский газ вывозится только в Восточную Азию.
К числу ведущих покупателей, помимо тройки лидеров, также относятся (текущий уровень импорта, млрд. м3 в год):
• в СНГ — Украина (30);
• в Европе — Италия (65), Великобритания (50), Франция (45), Испания (35), Бельгия (30);
• в АТР — Республика Корея (50), КНР (45);
• на Ближнем Востоке — Турция (свыше 40);
• в Северной Америке — Канада (30).
Структура закупок газа главными импортерами выглядит так (доли трубопроводного газа и СПГ,%): Япония — 100% СПГ, США — 95 и 5, Германия — 100% трубопроводный, Италия — 90 и 10, Великобритания — 70 и 30, Республика Корея — 100% СПГ, Франция — 75 и 25, КНР — 55 и 45, Турция — 80 и 20.
В импорте трубопроводного газа в настоящее время лидируют Германия и США (до кризиса США прочно занимали первое место), на третьем месте располагается Италия, значительно опережающая другие страны. Крупные покупатели — Великобритания, Франция, Турция, Украина, Канада, КНР. Главный импортер СПГ на протяжении многих лет — Япония, ей более чем в два раза уступает Республика Корея. Крупные покупатели — КНР, Индия, Испания, Тайвань, Великобритания.
Статью подготовила ведущий эксперт-экономист по бюджетированию Ошуркова Тамара Георгиевна. 
