CC BY
88
Колпаков
ОЦЕНКА ПРЕДЕЛОВ ЭКСПОРТА РОССИЙСКОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В ЕВРОПУ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДО 2040 г.
1. Состояние и перспективы развития спроса на энергоресурсы на европейском рынке. После значительного спада вследствие мирового финансового кризиса 2008 г. в Европе7 наблюдается восстановительный рост спроса на природный газ. В 2010 г. потребление газа достигло докризисного уровня и составило 631 млрд. куб. м. За 2000-2010 гг. спрос на газ увеличился на 15% и по прогнозам James Baker Institute увеличится еще более чем на 250 млрд. куб. м к 2040 г. [1].
Рост потребления природного газа в Европе связывается в первую очередь не с экономическим ростом, а с возможными структурными преобразованиями в энергетике региона, обусловленными проводимой Евросоюзом политикой «20-20-20» с целью декарбонизации своей экономики.
Основной задачей политики «20-20-20» является сокращение к 2020 г. объема выбросов CO2 в странах ЕС как минимум на 20% относительно уровня 1990 г. [2]. Наиболее простым и достаточно эффективным способом достижения поставленной цели является замещение доли нефти и угля природным газом в структуре использования первичной энергии. Природный газ является наиболее экологически чистым ископаемым топливом. При сжигании одной единицы природного газа выделяется на 25 и 47% меньше CO2, чем при сжигании единицы нефти и угля соответственно [3]. Существенным преимуществом такого способа является финансовая сторона вопроса, так как строительство газовой электростан-
1 В рамках данной работы термин «Европа» объединяет все страны в за-
падном направлении от России, куда экспортируется российский природ-
ный газ, в том числе страны ЕС (включая Норвегию), Восточной Европы,
Балтии, Украину, Белоруссию и Турцию.
101
ции обходится значительно дешевле реализации пока что очень капиталоемких проектов, базирующихся на использовании возобновляемых источников энергии (ВИЭ).
Еще одной целью политики «20-20-20» является переход на ВИЭ. Согласно программе «20-20-20», к 2020 г. доля ВИЭ в структуре общего энергобаланса ЕС должна составить не менее 20%, и в дальнейшей перспективе составить основу энергетики региона. Поэтому перед странами Еврозоны стоит обязательство наращивать выработку энергии на основе ВИЭ.
Особенностью использования ВИЭ в частности солнечной и ветровой для выработки электроэнергии, заключается в том, что они технологически не пригодны для покрытия базовой нагрузки электропотребления. В связи с объективными причинами погод-но-климатического характера траектория объема выработки электроэнергии на базе только ВИЭ будет характеризоваться периодическими пиками и спадами. Если ЕС действительно хочет базировать свою энергетику на использовании ВИЭ, такие объективные спады необходимо нивелировать. Эффективным решением этой проблемы с технологической и экономической точек зрения является использование газовых электростанций в качестве резервных и маневренных мощностей. Таким образом, в Европе может появиться принципиально новая связка «ВИЭ плюс газовые электростанции», способная конкурировать с другими технологическими вариантами покрытия базовой нагрузки.
Дополнительным эффектом, способным положительно повлиять на перспективы связки «ВИЭ плюс газовые электростанции», явилась катастрофа на японской АЭС «Фукусима» весной 2011 г. Это трагическое событие стимулировало отказ правительств ряда европейских стран2 от строительства новых и продления ресурса старых атомных электростанций после выработки их эксплуатационного срока. Очевидная необходимость замещения выбывающих базовых мощностей создает дополнительное окно возможностей для технологической связки «ВИЭ плюс газовые электростанции».
МЭА прогнозирует увеличение доли связки «ВИЭ плюс природный газ» в общей структуре энергопотребления ЕС с
2 Германия, Италия, Швейцария.
102
30% в 2010 г. до 46% в 2030 г. Потребление нефти и угля сокращается за счет худших экологических показателей по сравнению с другими энергоресурсами - их доли уменьшаются с 38 и 15% в 2010 г. до 28 и 12% в 2030 г. соответственно. Доля ядерной энергии в общей структуре потребленной энергии ЕС в 2030 г. не изменится и составит 12% [4]. Прогнозируемая структура потребления первичной энергии ЕС изображена на рис. 1.
2010
Природный газ 26%
Нефть 38%
Уголь " 15%
Ядерная энергия 12% Гидроэнергия 5%
ВИЭ 4%
Природный газ 30%
2030
Нефть 28%
Уголь 12%
Ядерная энергия 12%
Гидроэнергия 2%
ВИЭ 16%
Рис. 1. Оценка структуры потребления первичной энергии ЕС в 2010 и 2030 гг.
Источник: [4, 5]
2. Внутреннее производство природного газа и перспективы добычи сланцевого газа в Европе. Более 75% добытого в Европе природного газа приходится на три государства - Норвегию, Нидерланды и Великобританию. В 2010 г. объем производства природного газа в Европе составил 316,9 млрд. куб. м, из которых 99 млрд. куб. м было добыто в Норвегии; 79,7 млрд. куб. м - в Нидерландах и 62,2 млрд. куб. м - в Великобритании. В перспективе ожидается монотонное снижение объемов производства традиционного газа в Европе до 201 млрд. куб. м в 2040 г., что будет обусловлено истощением запасов Северного моря. Между тем, благодаря возможному наличию значительных запасов сланцевого газа, в перспективе Европа имеет шансы стабилизировать внутренние поставки на фоне снижения уровня добычи традиционного газа. По прогнозам James Baker Institute доля сланцевого газа в общей структуре добытого газа в Европе может составить до 50% к 2040 г. [1].
103
Общие запасы сланцевого газа в Европе оцениваются в 16 трлн. куб. м [6]. На сегодняшний день ряд государств Европы, в том числе Польша, Франция, Германия, Великобритания, Нидерланды, Швеция, Венгрия, Швейцария и Украина, уделяют большое внимание разведке месторождений сланцевого газа.
Несмотря на то, что ресурсная база Европы по сланцевому газу с геологической точки зрения существенна, геологоразведочные работы пока не позволяют выделить сланцевый газ в значимую категорию в структуре доказанных запасов газа. Добыча сланцевого газа на европейской территории в настоящее время не ведется, однако крупнейшие международные нефтегазовые компании приобретают лицензии на разведку и добычу сланцевого газа в ряде европейских стран (Польша, Германия, Швеция). Активные геологоразведочные работы ведутся компанией ExxonMobil в Польше. В течение 2011 г. были пробурены две разведочные скважины, однако приток сланцевого газа пока оказался недостаточным для организации коммерческой добычи [7].
Ключевые проблемы добычи сланцевого газа в Европе касаются юридических прав и ограничений, связанных с особенностями прав собственности на землю и недра. Кроме того, это проблемы экологии, связанные с тем, что технология гидроразрыва пласта и использование химических смесей, которые закачиваются в пласт, представляют собой достаточно серьезную экологическую опасность, главным образом, в виде рисков загрязнения грунтовых вод. Это также отсутствие собственных европейских технологий - Европа должна будет закупать технологии у американских компаний. Наконец, проблема затратности этого процесса в Европе: в силу специфики законодательных условий, трудовых и экономических процессов, себестоимость добычи сланцевого газа в регионе будет, как минимум, в 2,5 раза выше, чем в США, и может достигать 250-300 долл./1000 куб. м [8].
Ключевым плюсом добычи сланцевого газа в Европе является заинтересованность властей в развитии этого направления, так как это шаг в сторону снижения зависимости Европы от импорта природного газа и усиления энергетической безопасности в регионе.
В настоящее время невозможно с уверенностью говорить о том, будет добываться сланцевый газ в Европе или нет. В пуб-
10 4
ликациях можно встретить как резко негативные, так и эйфо-рически позитивные оценки перспективных объемов добычи сланцевого газа в странах Европы. Ряд экспертов, например, А. А. Конопляник, полагают, что «революции сланцевого газа» в Европе не случится, однако он займет свою конкурентную нишу в структуре потребляемого газа [9].
На сегодняшний день совершенно очевидно, что сланцевый газ играет важную роль при определении тенденций развития глобальных энергетических рынков и что его необходимо учитывать при составлении прогнозов, однако остается неясным, в каких объемах его учитывать. В данной работе за основу был принят довольно оптимистичный прогноз James Baker Institute, согласно которому уровень добычи сланцевого газа в Европе может достичь 193,2 млрд. куб. м к 2040 г. [1]. В качестве одного из сценарных условий проводимого ниже анализа будет рассматриваться степень реализации данного прогноза - реализуется ли он полностью (максимальный сценарий), только на 50% (средний сценарий), или не реализуется вообще (минимальный сценарий). В табл. 1 приведены возможные объемы добычи сланцевого газа до 2040 г., соответствующие разным вариантам сценарных условий. Предполагается, что коммерческая добыча сланцевого газа в Европе начнется не ранее 2020 г.
Таблица 1
Сценарии возможной добычи сланцевого газа в Европе, млрд. куб. м
Сценарий 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г. 2040 г.
Максимальный (100%) 12,2 43,3 74,4 146,0 193,2
Средний (50%) 6,1 21,7 37,2 73,0 96,6
Минимальный (0%) 0 0 0 0 0
Источник: [1], оценки автора.
В табл. 2 приведены результаты анализа баланса природного газа Европы. Вследствие возрастающего дисбаланса внутреннего спроса и предложения природного газа, Европа столкнется с растущей зависимостью от импорта в ближайшие не-
105
сколько десятилетий. Спрос на импорт газа в странах Европы к 2040 г. может увеличиться на 121% или на 60% по сравнению с уровнем 2010 г. в зависимости от перспектив развития добычи сланцевого газа и может достигнуть 697 млрд. куб. м или 504 млрд. куб. м соответственно.
Таблица 2
Прогноз баланса природного газа Европы, млрд. куб. м
Показатель о о 5 о о о 5 о т 1Г1 т о
г^ 20 20 20 20 <4 20 20
Потребление при-
родного газа 548 615 631 647 683 740 794 855 898
Производство
традиционного
газа 325 339 316 284 282 288 275 228 201
Чистый импорт
природного газа 223 276 315 363 401 452 519 627 697
Производство
сланцевого газа
(50%) 6 22 37 73 97
Чистый импорт с
учетом сланце-
вого газа (50%) 223 276 315 363 395 431 482 554 600
Производство
сланцевого газа
(100%) 12 43 74 146 193
Чистый импорт с
учетом сланце-
вого газа (100%) 223 276 315 363 389 409 444 481 504
Источник: [1, 5], оценки автора.
3. Роль России на газовом рынке Европы. Соседние с Европой геополитические регионы обладают значительными запасами природного газа, поэтому смогут удовлетворить растущий спрос в Европе в средне- и долгосрочной перспективе.
Россия является крупнейшим экспортером природного газа на европейском рынке. В 2010 г. поставки природного газа из России обеспечили 28,8% общего спроса в Европе [5]. В условиях растущей зависимости Европы от импорта природного газа Россия выступает в роли одной из стран, способных обес-
106
печить поставками дополнительный спрос в Европе. Однако существует ряд политических и экономических факторов, которые могут повлиять на перспективы развития европейского направления экспорта природного газа из России в ближайшие несколько десятилетий. Среди них:
• значительный потенциал развития добычи сланцевого газа в Европе;
• стремление Европы диверсифицировать источники и направления импортных поставок природного газа для улучшения собственной энергетической безопасности;
• развитие глобального рынка сжиженного природного газа (СПГ) и появление новых конкурентов России на европейском рынке газа;
• риски ненадежности поставок природного газа в Европу, обусловленные «газовым конфликтом» России с Украиной;
• высокие затраты на добычу и транспортировку российского газа, обусловленные удаленностью и сложными условиями разработки новых газовых месторождений России, ограничивают диапазон цен, при которых российский газ остается конкурентоспособным.
С учетом обозначенных проблем наиболее вероятным является сценарий, в котором Россия выступает в роли замыкающего поставщика5 на европейском газовом рынке. В этом случае спрос Европы на российский газ будет определяться разностью между европейским спросом с учетом собственного производства и суммарным экспортным потенциалом стран-конкурентов России на европейском рынке природного газа.
Общий экспортный потенциал страны можно определить как разность производства и потребления природного газа в конкретный промежуток времени. Ситуация, когда страна од-
5 Роль замыкающего поставщика имеет как отрицательные (неполная реализация потенциальных объемов поставок), так и положительные стороны. В частности, замыкающий поставщик может играть значительную роль при определении рыночной цены на поставляемый товар. Однако, учитывая сложившийся имидж Газпрома на европейском рынке и желание минимизировать роль России в снабжении Европы газом, следует иметь в виду, что любые попытки манипулирования ценами на газ на европейском рынке со стороны России будут встречены крайне негативно и могут иметь отрицательные последствия.
107
новременно является и экспортером, и импортером природного газа вносит определенные расчетные искажения в рамках обозначенного подхода, однако с некоторой степенью точности можно принять допущение, что эти потоки носят «транзитный» характер и могут не учитываться в дальнейших расчетах. В таком случае приходится говорить о «чистом» экспортном потенциале страны, или о потенциале-нетто.
В рамках данной работы динамика производства и потребления природного газа для каждой страны определятся двумя способами. Во-первых, путем использования сторонних прогнозных оценок. За основу выбраны прогнозы James Baker Institute [1], так как в них отдельно выделены все существующие и потенциальные конкуренты России на европейском рынке природного газа, что позволяет провести детальное описание каждой страны. Во-вторых, экспортный потенциал страны рассчитывался на основе авторских оценок производства и потребления рассматриваемых стран, методика которых изложена ниже.
Темпы производства природного газа конкурирующими странами можно оценить с помощью упрощенной интерпретации теории пика добычи нефти Кинга Хабберта [10]. Согласно этой теории, динамика отработки месторождения нефти в некоторой стране описывается кривой Хабберта - графиком ко-локолообразного вида, общий вид которого изображен на рис. 2а. Такая эволюция темпов добычи объясняется следующим образом. Изначально, когда открыты залежи нефти, добыча невелика, так как требуемая инфраструктура ещё не построена. По мере бурения скважин и установки более эффективного оборудования добыча возрастает. В какой-то момент достигается пик добычи, который невозможно превзойти даже улучшенной технологией или дополнительным бурением. После пика добыча нефти медленно, но неуклонно спадает. Но до того, как нефтяное месторождение полностью исчерпано, достигается другой важный этап, когда на добычу, транспортировку и обработку единицы нефти расходуется больше энергии, чем количество энергии, в ней содержащееся. На этом этапе добыча нефти с целью получения энергии более не оправдана, и разработка месторождения может быть остановлена. Подоб-
108
ные рассуждения можно в первом приближении провести и относительно добычи природного газа в целом по стране.
Добыча
Добыча
T
0
а)
б)
Рис. 2. Общий вид кривой Хабберта (а) и построение траектории добычи природного газа (б)
Предположим, что кривую Хабберта можно описать параболой путем «отсечения хвостов», характеризующихся незначительными объемами добычи.
Введем следующие обозначения:
A - располагаемые запасы газа;
Т - предполагаемый момент завершения разработки запасов;
у ^) = /(А, Т) - уравнение, описывающее траекторию добычи природного газа.
Пусть парабола описывается уравнением у(0 = Ш2 + Ы+с. Нужно построить такую траекторию добычи, чтобы при достижении момента завершения разработки запасов Т суммарная добыча составила А. При этом предполагается, что в начальный точке расчета добыча достигает у(0). Графически задача описана на рис. 2б.
Исходя из поставленных условий, можно составить систему уравнений:
а *0 + Ь *0 + с = у(0) с = у (0)
аТ 2 + ЬТ + с = 0 аТ 2 + ЬТ + с = 0
109
Решая эту систему, находим:
3у(0) 6A
a = -
T 2 т 3
ь __ 4Я0) + 6А T T2 с = у(0)
Таким образом, зная объем располагаемых запасов A, текущий уровень добычи у(0) и предполагаемый срок окончания разработки запасов Т, можно построить прогнозную динамику добычи природного газа для каждой страны. Уровень располагаемых запасов А рассматриваемых стран будем рассчитывать как сумму доказанных запасов и 50% еще не разведанных запасов, взяв в качестве источника [11]. Время Т оценивается для каждой страны индивидуально экспертным путем, опираясь на исторический опыт разработки месторождений в различных странах.
При выполнении оценок автором предполагается, что уровень спроса на природный газ в рассматриваемых странах растет в среднем на 2% в год.
4. Оценка экспортного потенциала конкурентов России на европейском рынке природного газа. В ходе исследования были подробно рассмотрены все страны, выступающие в роли существующих или потенциальных конкурентов России на европейском рынке природного газа. В табл. 3 приведены результаты оценок экспортного потенциала этих стран в разрезе геополитических регионов: Северная Африка4, Западная Африка5, Прикаспийский Регион6, Ближний Восток7 и Латинская Америка8. Оценки выполнены двумя способами: на основе прогноза [1] и на основе расчетов автора. При этом оценки объемов экспорта газа в Европу выполнены экспертно, исходя из истории,
4 Алжир, Египет, Ливия.
5 Ангола, Нигерия.
6 Азербайджан, Казахстан, Туркменистан и Узбекистан.
7 Иран, Ирак, Оман, Катар, ОАЭ.
8 Тринидад и Тобаго, Венесуэла.
110
особенностей и тенденций развития газовой отрасли, а также территориального расположения каждой страны9.
Оба метода расчетов дают примерно одинаковый результат суммарных объемов экспорта природного газа в Европу на всем рассматриваемом временном интервале. Исходя из проведенного анализа, можно ожидать, что совокупное предложение природного газа рассмотренными регионами будет монотонно расти, однако структура распределения объемов поставки между ними будет заметно меняться. Так, поставки природного газа из стран Северной и Западной Африки достигнут пика к 2030 г. и затем начнут снижаться. Это обусловлено, в первую очередь, падением производства природного газа. Накопленная добыча этих регионов к 2040 г. превышает 70% от уровня доказанных запасов по состоянию на 2010 г. Это означает, что страны Африки выйдут на пик добычи природного газа в районе 2030 г., после чего, согласно теории пика добычи Хабберта, уровень производства начнет снижаться. Доля стран Африки в общем объеме поставок газа на европейский рынок снизится с 68% в 2010 г. до 35% в 2040 г. согласно обоим методам расчета.
Другие регионы значительно наращивают объемы экспорта природного газа в Европу. Крупнейшим производителем и поставщиком газа в Европу из рассмотренных регионов станет Ближний Восток - его доля в объеме общих поставок газа в Европу возрастет с 24% в 2010 г. до 37-43% к 2040 г. в зависимости от метода расчета. Причем более 70% производства и экспорта газа в 2040 г. будет приходиться на Иран и Катар. Следует, однако, иметь в виду, что страны Ближнего Востока сложно рассматривать в качестве надежных поставщиков. Многочисленные геополитические конфликты являются причиной нестабильной ситуации в регионе, что создает риски террористических атак на инфраструктурные объекты нефтегазового сектора, перекрытия транспортных маршрутов, в частности, блокады Ормузского пролива, что, в свою очередь, ведет к рискам непоставок нефти и газа из стран Ближнего Востока.
9 Например, предполагается, что большая часть поставок газа из стран Северной и Западной Африки будет направляться в Европу. Напротив, для стран Ближнего Востока и Латинской Америки Европа не является премиальным рынком вследствие ее территориальной удаленности.
111
Таблица 3
Оценка экспортного потенциала конкурентов России на европейском рынке природного газа, млрд. куб. м
Страна, регион Ресурсы, трлн. куб. м Доказанные запасы, трлн. куб. м 2010 г., факт 2020 г. 2030 г. 2040 г. Накопленная добыча, трлн. куб. м
о т С Ч О я эт К о о. С и X (и ^ о. н о с 3 § X к н я о. я §1 т с н >> §■§ 5 & О И о о н и ч о а со О О. С и к X ч ю (1) а. н о С 3 § в а §1 О с н >> о. в о о в о. о со и И СП ш о о Й ч о я эт о о. С и X X О, н о С 1 § Я "2 3 О 5 ¡ё Е о о В О. О (О £ м СП я о я н о Ч О со со Я о п. С и к а о ч ю и о. н о С 1 5 я я §1 И ® £Т5 С £ о о в о. о со а м О а
Оценки на основе прогноза [1]
Сев. Африка Зап. Африка Прикаспийский регион Ближний Восток Лат. Америка Итого 16,2 8,8 25,9 85,2 9,4 145,5 8,2 5,6 12,7 65,3 5,9 97,7 166 34 168 304 67 739 75 13 90 205 47 429 91 22 78 100 20 310 78 14 4 33 6 135 228 81 200 382 79 970 94 21 121 253 53 542 134 60 79 130 26 429 122 37 31 56 10 256 271 145 267 588 117 1389 142 34 165 331 64 736 129 111 101 257 53 652 121 66 53 97 25 361 197 146 302 955 181 1781 192 47 203 419 72 933 6 99 99 536 108 848 82 55 63 149 53 401 6,8 3,2 7,0 16,0 3,2 36,2
Расчеты автора
Сев. Африка Зап. Африка Прикаспийский регион Ближний Восток Лат. Америка Итого 16,2 8,8 25,9 85,2 9,4 145,5 8,2 5,6 12,7 65,3 5,9 97,7 166 34 168 304 67 739 75 13 90 205 47 429 91 22 78 100 20 310 78 14 4 33 6 135 203 93 276 541 104 1218 91 16 110 250 57 523 112 78 167 292 47 695 96 45 31 75 2 248 221 129 345 719 127 1541 111 19 134 304 70 638 110 110 211 415 57 903 93 64 53 127 17 353 222 143 372 838 135 1710 135 23 163 371 85 778 87 119 210 467 50 932 73 70 63 170 19 394 6,2 3,1 8,9 18,3 3,3 39,8
Источники: [1, 5], оценки автора.
Доля стран Прикаспийского региона достигнет 16% в объеме общих поставок газа из рассмотренных регионов в 2040 г. В рамках исследования экспортный потенциал этого региона определяется мощностью введенных в эксплуатацию трубопроводных систем, поэтому не зависит от метода расчета. При оценках динамики экспортного потенциала стран Прикаспийского региона предполагается последовательная реализация проектов Nabucco к 2020 г., Turkey-Greece-Italy Interconnector (ITGI) и первой нитки Трансадриатического газопровода (TAP) к 2030 г., а также второй нитки TAP к 2040 г., причем введенные мощности будут использоваться в максимальных объемах70. В этом случае суммарный объем экспорта прикаспийского газа в Европу к 2040 г. может достигать 63 млрд. куб. м в год.
Значительно отличаются оценки экспорта природного газа из стран Латинской Америки. Из-за существенных расхождений прогнозов динамики производства газа в Тринидаде и Тобаго, оценки общих объемов поставок газа из этого региона в Европу отличаются почти в 3 раза - 53 млрд. куб. м и 19 млрд. куб. м в зависимости от метода расчета. Большая часть поставок из этого региона, как ожидается, будет приходиться на Венесуэлу - к 2030 г. эта страна может стать крупным экспортером природного газа.
В целом можно утверждать, что поставки из рассмотренных регионов будут играть важную роль в обеспечении Европы при-
10 Следует иметь в виду, что все описанные проекты нацелены в первую очередь на азербайджанское месторождение Шах-Дениз, при этом суммарная мощность проектируемых трубопроводов значительно превышает прогнозируемый уровень добычи на месторождении (к 2020 г. проект может обеспечить не более 16 млрд. куб. м природного газа для экспорта в Европу [12]). Поэтому одновременного строительства указанных трубопроводов, вероятно, не случится, и чтобы заполнить мощность хотя бы одного проекта придется дополнительно подключать к трубопроводу газ с месторождений Туркменистана. Между тем в 2009 г. был введен в эксплуатацию трубопровод Средняя Азия-Китай, ресурсной базой которого должны стать газовые месторождении Туркменистана. В ноябре 2011 г. Туркменистан подписал с Китаем соглашение о поставках 65 млрд. куб. м в год. При этом в 2010 г. добыча природного газа в Туркменистане составила только 66 млрд. куб. м, что с учетом взятых Туркменистаном обязательств по поставке газа в Китай и в Россию создает риски ресурсного дефицита для реализации проектов трубопроводов в европейском направлении.
113
родным газом - на их долю приходится 400 млрд. куб. м или 45% суммарного объема потребляемого Европой газа в 2040 г.
5. Оценка возможного места российского природного газа на рынке Европы. Используя результаты выполненного анализа, можно оценить спрос Европы на российский газ, исходя из предположения, что Россия будет выступать в качестве замыкающего поставщика на европейском рынке природного газа. В табл. 4 приведены оценки спроса Европы на российский газ до 2040 г. в зависимости от сценария добычи сланцевого газа в Европе и от метода расчета экспортного потенциала регионов-конкурентов.
Оба метода расчета экспортного потенциала регионов-конкурентов приводят к схожей динамике возможного импорта российского газа в Европу и лишь незначительно отличаются в количественных показателях. Исходя из проведенного анализа, в перспективе до 2030 г. можно ожидать снижение спроса на российский газ ниже современного уровня с последующим восстановлением в течение 2030-2040 гг. Однако глубина падения значительно отличается для разных сценариев добычи сланцевого газа в Европе. Так, в минимальном сценарии к 2030 г. ожидается падение возможного импорта российского газа на 13% относительно современного уровня, в то время как в максимальном сценарии возможный импорт сократится более чем в 2 раза.
Значительно отличаются величина прироста возможного импорта российского газа в период 2030-2040 гг. При нулевой добыче сланцевого газа Европе потребуется 295 млрд. куб. м российского газа к 2040 г., что на 65% выше уровня современного спроса. Причем в этом сценарии спрос на российский газ увеличится почти вдвое с 2030 г. по 2040 г. В максимальном сценарии добычи сланцевого газа прирост спроса на российский газ в течение 2030-2040 гг. составит только 18 млрд. куб. м - Европе потребуется 100-110 млрд. куб. м российского газа в 2040 г., что на 40% ниже современного уровня. В среднем сценарии ожидается небольшое увеличение европейского спроса на 11-14% по сравнению с уровнем 2010 г. Итого к 2040 г. доля возможного импорта газа из России в суммарном потреблении Европы может варьироваться от 11-12% до 3334% в зависимости от сценария добычи сланцевого газа.
114
Таблица 4
Оценка спроса Европы на российский газ, млрд. куб. м
Сценарий добычи сланцевого газа Оценка на основе прогноза [1] Расчеты автора
2010 2020 2030 2040 2010 2020 2030 2040
Минимальный
Спрос в Европе 631,0 683,1 793,9 898,3 631,0 683,1 793,9 898,3
Собственное произ-
водство в Европе 316,3 282,1 275,0 201,3 316,3 282,1 275,0 201,3
Импорт из стран-
конкурентов России 135,5 256,0 361,5 401,2 135,5 248,3 353,1 394,1
Возможный импорт
из России 179,3 145,0 157,4 295,7 179,3 152,7 165,8 302,8
Возможная доля импорта
из России в удовлетворении
европейского спроса, % 28 21 20 33 28 22 21 34
Средний
Спрос в Европе 631,0 683,1 793,9 898,3 631,0 683,1 793,9 898,3
Собственное произ-
водство в Европе 316,3 288,2 312,2 297,9 316,3 288,2 312,2 297,9
Импорт из стран-конку-
рентов России 135,5 256,0 361,5 401,2 135,5 248,3 353,1 394,1
Возможный импорт
из России 179,3 138,9 120,2 199,1 179,3 146,6 128,6 206,2
Возможная доля импорта
из России в удовлетворении
европейского спроса, % 28 20 15 22 28 21 16 23
Максимальный
Спрос в Европе 631,0 683,1 793,9 898,3 631,0 683,1 793,9 898,3
Собственное произ-
водство в Европе 316,3 294,3 349,4 394,5 316,3 294,3 349,4 394,5
Импорт из стран-конку-
рентов России 135,5 256,0 361,5 401,2 135,5 248,3 353,1 394,1
Возможный импорт из
России 179,3 132,8 83,0 102,5 179,3 140,5 91,4 109,6
Возможная доля импорта
из России в удовлетворении
европейского спроса, % 28 19 10 11 28 21 12 12
По оценкам производство природного газа в России будет расти высокими темпами, опережающими темпы роста внутреннего
115
потребления на всем рассматриваемом временном интервале [1]. Вследствие этого будет увеличиваться экспортный потенциал России11, что продемонстрировано в табл. 5.
Таблица 5
Оценка экспортного потенциала России, млрд. куб. м
Показатель 2010 г. 2020 г. 2030 г. 2040 г.
Производство природного газа 608 705 832 938
Потребление природного газа 443 490 571 629
Возможный экспортный потенциал 165 215 261 309
Источник: [1].
На рис. 3 изображено соотношение между возможным импортом российского газа в Европу и экспортным потенциалом России. Согласно выполненному анализу ожидается резкое падение этого показателя в 2010-2030 гг. при всех рассмотренных сценариях добычи сланцевого газа, что свидетельствует о частичной невостребованности российского газа на европейском рынке в этот период. В 2030-2040 гг. данный показатель растет, но темпы роста значительно отличаются при разных объемах добычи сланцевого газа.
Как видно из рис. 3, в настоящее время Россия не обладает достаточным экспортным потенциалом для полного удовлетворения всех контрактных обязательств перед европейскими потребителями. Для замыкания баланса Россия импортирует газ из стран Прикаспийского региона12. Предполагается, что в перспективе вследствие частичной невостребованности российского газа на европейском рынке необходимость в импорте природного газа из стран Прикаспийского региона практически исчезнет.
11 Существуют и другие оценки производства и потребления природного газа в России. В Энергетической Стратегии России на период до 2030 г. приводятся прогнозы потребления природного газа в России в объеме 605641 млрд. куб. м., производства - 882-937 млрд. куб. м к 2030 г. [13]. Если использовать методику расчетов, применяемую в этой работе для всех исследуемых стран, оценки производства природного газа в России составят 1065 млрд. куб. м, а потребления - 750 млрд. куб. м к 2040 г.
12 В 2010 г. группой «Газпром» приобретено 37,8 млрд. куб. м прикаспийского газа, в том числе 10,7млрд. куб. м в Туркменистане, 13,9млрд. куб. м в Узбекистане, 12,4 млрд. куб. м в Казахстане и 0,8 млрд. куб. м в Азербайджане [14].
116
120 100 -80 60 -40 -20 0
Год
Рис. 3. Отношение возможного импорта российского газа в Европу к экспортному потенциалу России в зависимости от сценария добычи сланцевого газа в Европе: -а- максимальный; -■- средний; -♦- минимальный
Источник: [1].
В свете обозначенных тенденций российским экспортером газа необходимо обратить внимание на следующие стратегические направления деятельности, способные сдержать или возместить падение спроса на российский газ на европейском рынке в период 2010-2030 гг.
Проведение более гибкой ценовой политики на европейском рынке природного газа с целью увеличения спроса на российский газ, а также обеспечение гарантированной надежности поставок. Важными шагами здесь стали введение в эксплуатацию первой очереди трубопровода «Северный поток» в ноябре 2011 г. с последующим его расширением до двух ниток, а также перспективы сооружения «Южного потока». Это позволит повысить имидж России на европейском рынке.
Поиск новых потребителей и развитие существующих каналов поставок природного газа на энергоемком азиатско-тихоокеанском рынке. В 2009 г. в рамках проекта Сахалин-2 начались коммерческие поставки российского СПГ в Японию, Южную Корею, Тайвань и Китай. Они достигли объема 13 млрд. куб. м в 2010 г. В настоящее время существует два перспективных пути для наращивания присутствия России на рынке АТР: расширение мощностей по сжижению газа на востоке страны и строительство
2010
2020
117
газопроводов в Китай, Ю. Корею и Японию. Это может компенсировать снижение выручки на европейском рынке.
В настоящее время Россия имеет хорошие шансы увеличить свою долю на европейском рынке природного газа. Это связано с тем, что после катастрофы на АЭС «Фукусима» Япония пересмотрела свое отношение к атомной энергетике и начала наращивать долю газа в энергобалансе, резко увеличив спрос на СПГ в регионе. На прошедшем в декабре 2011 г. Форуме стран-экспортеров газа представители главного конкурента России на европейском рынке Катара сделали заявление, что впредь не будут наращивать своё присутствие в Европе, вместо чего переориентируют свои поставки на рынки АТР, главным образом в Японию [15]. Однако достигнутые договоренности носят, вероятно, краткосрочный характер, что потребует от России оперативных действий для наращивания своей доли на европейском рынке газа.
Литература и информационные источники
1. Kenneth B. Medlock, Amy Myers Jaffe, Peter R. Hartley, «Shale Gas and U.S. Nation Security», James A. Baker III Institute for Public Policy, Energy Forum, 2011.
2. http://ec.europa.eu/clima/policies/package/index_en.htm
3. European Commission, «Market Observatory for Energy», 2009.
4. International Energy Administration, «World Energy Outlook 2010», 2010.
5. «BP Statistical Review of World Energy 2011 », 2011.
6. International Energy Administration, «World Energy Outlook 2011 Are we entering a Golden Age of Gas?», 2011.
7. http://www.bloomberg.com/news/2012-01-31/exxon-says-two-polish-shale-wells-were-not-commercially-viable.html
8. Громов А.И. Сланцевый газ: революция или эволюция, ИнфоТЭК, Март 2011.
9. http://rutube.ru/tracks/3311171 .html
10. Hubbert, M. King, «Nuclear Energy and the Fossil Fuels», 1956.
11. Federal Institute for Geosciences and Natural Resources (BGR), «Reserves, Resources and Availability of Energy Resources 2010», 2010.
12. http://ru.wikipedia.org/wiki/Шах-Дениз
13. Энергетическая Стратегия России на период до 2030 г.
14. http://www.gazprom.ru/marketing/cis-baltia/
15. http://finliga.com/view_article.php?id=278#&slider1 =1
118
