Мировой рынок природного газа

                                     Содержание

1. Введение…………………………………………………………………3
2. Характеристика мирового рынка природного газа…………………4
3. Особенности изучаемых моделей мирового рынка газа…………….5
4. Терминология, принятая в мировой газовой отрасли……………….8
5. Виды Газа………………………………………………………………...9
6. Классификации запасов и ресурсов газа………………………………11
7. Добыча природного газа, газотранспортная система………………..14
8. Потребление и импорт газа…………………………………………….14
9. Заключение……………………………………………………………….16
10. Список литературы……………………………………………….……17

    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. 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.

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.

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.

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.

Виды Газа

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.

Классификации запасов и ресурсов газа

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, С1, предварительно оцененные (неразведанные) - категория  С2, перспективные - категория С3 и  прогнозные - категории D1 и D2.

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.

Добыча природного газа, газотранспортная система

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

Отдача капиталовложений в добычу газа в среднем составила 8,5 куб. м/$. Средняя скорость снижения затрат - 1 $/10 куб. м/год.

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.

Потребление и  импорт газа

Потребление газа в Европе 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.

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.

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%).

                                      Заключение

В целом к 2010 году потребление  природного газа в мире вырастет как  минимум на 18% по сравнению с 2002 годом, и на рынке будут происходить  значительные изменения.

Совокупное потребление  на европейском рынке составит, как  прогнозировалось, 610-640 млрд. м3, что  как минимум на 76 млрд. м3 больше суммы  объемов добычи европейскими странами и поставок традиционных экспортеров  России и Алжира, чьи совокупные возможности оцениваются на сегодняшний  день в 534 млрд. м3.

Тем не менее, о дефиците газа в Европе говорить не приходится, поскольку дополнительные объемы природного газа, необходимые для ее устойчивого  развития, могут быть поставлены на рынок иными производителями, а  именно странами Африки, Персидского  залива и некоторыми государствами  бывшего СССР.

Африканские производители  будут активнее расширять свое присутствие  на европейском рынке по сравнению  со странами Средней Азии или Персидского  залива. Для последних более важным представляется формирующийся газовый  рынок стран АТР, где спрос  на газ растет более быстрыми темпами, нежели в Европе. Тем не менее, переориентировать  свои поставки на Европу для них, как  показывает практика, не составит никакой  трудности.

России удастся выполнить  свои существующие экспортные обязательства, однако стратегию укрепления ее присутствия  на европейском газовом рынке  нужно строить исходя из развития внутреннего рынка, возможностей отечественной  газовой промышленности по развитию новых проектов добычи и транспорта газа и расширения сотрудничества России со среднеазиатскими производителями. Реализация этих трех положений будет  способствовать сохранению и укреплению России в роли ведущего партнера ЕС в сфере энергетики.

                                 Список литературы

1. Миклашевская Н.А. Международная экономика. – М.: 2000.

2. Пузакова Е.П. Международные экономические отношения: Учеб. пособие. - Ростов-на-Дону: Издательский центр «МАРТ», 2000.

3. Спиридонов И.А. Мировая экономика: Учеб. Пособие.- М.: ИНФРА.- М.: 2007

4. Экономика: Учебник. 3-е изд., перераб. и доп./ Под ред. А.С. Булатова. – М.: Юристъ, 2002.-