Мировые газовые рынки

Согласно аналитической работе Агентства по исследованию рентабельности инвестиций (АИРИ), ссылающегося на опубликованные данные, в общей сложности в недрах Земли выявлено примерно 27 тыс. газовых месторождений, из которых 44 являются уникальными - с запасами, превышающими 500 млрд кубометров газа и содержащими 36% начальных разведанных ресурсов. Наибольшее число таких месторождений приходится на Ближний Восток и Россию. Помимо достоверных запасов в 187,5 трлн кубометров (доказанные мировые запасы на конец 2009 года, согласно отчету BP Statistical Review of World Energy), есть порядка 350 трлн кубометров вероятных запасов на выявленных, но не обустроенных пока месторождениях (следует учитывать, что значительные запасы “голубого топлива” не разрабатываются по причине отсутствия необходимых и экономически рентабельных технологий). Следует учитывать, что в последние годы в ресурсы помимо газа из традиционных источников включаются газ из каменноугольных пластов, плотных и глубоко залегающих отложений, газовые гидраты. В соответствии с вышеупомянутыми данными, в период 2000-2009 гг. общий прирост мировых доказанных запасов превысил 33,2 трлн кубометров (21,5%), причем 60% этого прироста дали страны Ближнего Востока: в Катаре запасы возросли на 14,5 трлн кубометров, в Иране - на 5,5 трлн кубометров, в Туркменистане - на 5,4 трлн кубометров. В то же время во многих государствах произошло существенное снижение запасов: в Великобритании - на 75,6%, Германии и Италии - на 64,9%, Дании - на 55,6%, Аргентине - на 51,9%, Мексике - на 43,3%, Нидерландах - на 27,7%, Бахрейне - на 22,7%.

По информации АИРИ, в течение последних 10 лет мировой газовый рынок, фактически состоящий из рынка трубопроводного газа и рынка сжиженного природного газа, вырос на 21,9% - с 2,41 трлн куб. м до 2,94 трлн куб. м. Самым крупным экспортером трубопроводного газа является Россия, обеспечивающая свыше 26% мирового экспорта. В десятку крупнейших стран-экспортеров также входят Канада, Норвегия, Алжир, Катар, Нидерланды, Индонезия, Малайзия, США и Нигерия, совокупно поставляющие на рынок около 80% природного газа. С другой стороны, такие государства, как США, Япония, Германия, Италия, Франция, Испания, Турция, Южная Корея, Великобритания и Бельгия, импортируют более 72% газа, поставляемого на рынок. В сегменте сжиженного природного газа (СПГ) в 2009 году основными экспортерами выступали Катар, Малайзия, Индонезия, Алжир, Нигерия и Австралия, обеспечивающие 68,4% мирового экспорта. Тогда как Япония и Южная Корея в совокупности импортировали 49,5% всего поставляемого на рынок СПГ. По информации АИРИ, 15 государств, включая Алжир, Боливию, Бруней, Венесуэлу, Египет, Индонезию, Иран, Катар, Ливию, Малайзию, Нигерию, ОАЭ, Россию, Тринидад и Тобаго, Экваториальную Гвинею, подписавших в декабре 2008 года соглашение о создании постоянно действующего Форума стран - экспортеров газа (ФСЭГ), владеют примерно 3/4 мировых запасов природного газа. Статус наблюдателя в этой организации у Казахстана и Норвегии.

На сегодняшний день крупнейшим в мире потребителем природного газа являются США (22,2% в 2009 году), обладающие, по оценке агентства, самым развитым, полностью конкурентным и независимым газовым рынком, основанным на мощной инфраструктуре. Отмечая конструктивную роль государства при формировании современного газового рынка в США, в АИРИ выделяют прогрессивное антимонопольное законодательство, госрегулирование тарифов на монопольных магистральных и распределительных газопроводах, меры по созданию вертикально интегрированных компаний в газовой сфере, а также проведение агрессивной политики по отстаиванию интересов американских компаний за рубежом, включая жесткие элементы геополитики.

Далее следуют Россия (13,2% в мировом объеме потребления), Иран (4,5%), Канада (3,2%) и Китай (3,0%).

В 2010 году добыча природного газа в Китае должна была возрасти до 92 млрд кубометров. При этом ожидается, что потребление газа в стране к 2020 году возрастет до 250 млрд со 100 млрд кубометров в настоящее время. Государство жестко регулирует практически всю газовую отрасль, уполномоченный орган по развитию энергетики - Комиссия по национальному развитию и реформам - формирует и утверждает цены на газ для внутренних потребителей и тарифы на газопроводах.

В АИРИ констатировали, что спрос экономики на природный газ постоянно увеличивается и в Европе, что создает предпосылки для расширения импорта. По сведению портала “Нефть и Капитал”, ссылающегося на Европейскую ассоциацию газовых объединений Eurogas, в 2010 году по сравнению с 2009 годом потребление газа на континенте выросло на 7,2% - до 522 млрд кубометров. При этом собственное производство газа в ЕС в прошлом году по сравнению с предыдущим годом снизилось на 4% - до 176 млрд кубометров, что обеспечило только 34% потребления. Поставки российского газа покрыли 23% потребления, на Норвегию пришлось 19%, Алжир - 10%, Катар - 6%. Согласно данным АИРИ, сегодня собственные запасы и добыча природного газа Европы являются весьма скромными - соответственно всего 3,5% и 12% от мировых показателей. Основную добычу там обеспечивают государства бассейна Северного моря - Норвегия, Нидерланды и Великобритания. Причем Норвегия с 2000 года существенно увеличила показатель, Нидерланды - незначительно, а Великобритания который год снижает добычу (с 2000 года по 2009 она упала со 108,4 млрд до 59,6 млрд кубометров.). Норвегия составляет конкуренцию российскому газу на рынках Германии, Франции, Нидерландов, Испании, Австрии, Бельгии, Италии, Польши и Чехии. Как предполагают в АИРИ, доля традиционных поставщиков Европы будет снижаться, а на рынке могут увеличить свое присутствие новые - из стран Африки, государств Персидского залива (однако, ввиду дестабилизации политической обстановки в данных регионах в настоящее время, рост производства будет происходить в более долгосрочной перспективе) и бывшего СССР.

Сохранит положение ведущего экспортера газа для Европы Россия, которая может увеличить поставки за счет развития собственных проектов и покупок среднеазиатского газа. В АИРИ ссылаются на отчетность ОАО “Газпром”, согласно которой в Европу в 2009 году было продано 129,5 млрд кубометров газа, что составило 25% от его общего потребления. По информации агентства, Россия располагает около 47 трлн кубометров доказанных запасов природного газа. На внутренних месторождениях добывается около 527 млрд кубометров в год (в 2009 году), в Центральной Азии сейчас закупается незначительный объем - около 30 млрд кубометров в год. Газ поставляется и экспортируется через сеть магистральных газопроводов (150 тыс. км). На внутреннем рынке, используя 22 газохранилища (60 млрд кубометров), ежегодно потребляется около 400 млрд кубометров. Экспорт составляет около 200 млрд кубометров в год. Также сравнительно небольшие объемы газа сжижаются и реализуются на внутреннем рынке. Причем, как известно, газовая отрасль в России чрезмерно зарегулирована государством и практически полностью контролируется через “Газпром”: этот монополист сегодня добывает 87% природного газа, является его единственным экспортером, собственником всех магистральных газовых сетей и подземных хранилищ газа в РФ, контролирует переработку практически всего объема нефтяного попутного газа месторождений Западной Сибири и около 70% газораспределительных организаций, а также устанавливает лимиты отпуска природного газа российским потребителям.

Баланс газа в Казахстане

По данным Министерства нефти и газа РК, доказанные объемы разведанных запасов природного газа, учтенные в Концепции развития газовой отрасли до 2015 года, составили 1,8 трлн кубометров. Перспективные и прогнозные ресурсы газа оцениваются в 6-8 трлн кубометров, что связано в основном с освоением ресурсов Каспийского моря. К слову, сейчас Казахстан по разведанным запасам и прогнозным ресурсам природного газа находится в тройке лидеров среди стран СНГ (по данным ВР) и на 18-м месте в мире.

Самыми крупными объектами, на которых ведется газодобыча, являются разрабатываемые и подготовленные к разработке месторождения - газоконденсатное Карачаганак (Западно-Казахстанская область), нефтяные Тенгиз, Кашаган, Королевское (Атырауская область), Жанажол и Урихтау (Актюбинская область), а также ряд других. По некоторым данным, только Карачаганак содержит около 25% доказанных запасов газа страны. В основе своей казахстанский газ добывается попутно с нефтью и газовым конденсатом.

Судя по информации Миннефтегаза, в Казахстане объем добычи газа ежегодно растет и к 2015 году достигнет 62 млрд кубометров в год. В 2010 году газодобыча составила 37,4 млрд кубометров, что на 3,9% больше, чем в 2009 году, кроме того, было выработано 21,1 млрд кубометров товарного газа, что на 7,1% превысило аналогичный показатель позапрошлого года. Согласно информации АИРИ, которое ссылается на АО “ГДУ НГП”, в первом квартале 2010 года газодобыча (свободный природный и попутные газы) составила 9723,2 млн кубометров газа против 8702,3 млн кубометров за аналогичный период 2009 года (11,7%), в том числе свободного природного - 4829,9 млн кубометров против 4564,2 млн кубометров соответственно. Во втором квартале добыча практически не изменилась относительно аналогичного периода 2009 года - 8928,1 млн и 8949,3 млн кубометров соответственно, при этом было добыто соответственно 4304,6 млн кубометров и 4765,8 млн кубометров свободного природного газа. В третьем квартале показатель составил 8587 млн кубометров против 8606,6 млн кубометров, в том числе 3585 млн кубометров свободного природного газа против 4024 млн кубометров соответственно. А в четвертом квартале газодобыча возросла до 10 174,7 млн кубометров с 9756,8 млн кубометров в октябре-декабре 2009 года, из них на свободный природный газ пришлось 4881,7 млн кубометров и 4780,9 млн кубометров соответственно.

Если рассматривать картину в разрезе компаний, то, по сведениям АИРИ, наибольший объем добычи пришелся на консорциум KPO, разрабатывающий Карачаганак, где в 2010 году было получено свыше 15 млрд кубометров газа, тогда как в 2009 году - 15 563,8 млн кубометров. В том числе в первом квартале - 4129,3 млн кубометров против 3758,6 млн кубометров за аналогичный период 2009 года, во втором - 3706,5 млн кубометров против 4175 млн кубометров, в третьем - 2965,7 млн кубометров против 3547,9 млн кубометров, в четвертом - 4206,8 млн кубометров против 4082,3 млн кубометров соответственно. Вторым в списке крупнейших газодобытчиков числится ТШО, который в прошлом году обеспечил добычу 13 620,1 млн кубометров газа, тогда как в 2009 году - 11 690,7 млн кубометров. При этом в первом квартале на Тенгизе было получено 3346,6 млн кубометров газа в сравнении с 2715,5 млн кубометрами за аналогичный период 2009 года, во втором - 3193,8 млн кубометров против 2601,4 млн кубометров, в третьем - 3460,3 млн кубометров против 3033 млн кубометров, в четвертом - 3619,4 млн кубометров против 3340,9 млн кубометров соответственно. АО “CNPC-Актобемунайгаз”, эксплуатирующее месторождения Жанажол и Кенкияк, добыло в прошлом году 2897,5 млн кубометров против 3068,6 млн кубометрами в предыдущем году. В том числе 753,3 млн кубометров было добыто в первом квартале (686,9 млн кубометров в первом квартале 2009 года), 632,6 млн кубометров - во втором (804,2 млн кубометров), 685,4 млн кубометров - в третьем (763,5 млн кубометров), 826,1 млн кубометров - в четвертом (814,1 млн кубометров соответственно). “КазМунайГаз” в минувшем году добыл 1233,5 млн кубометров против 1278,6 млн кубометров годом ранее. В первом квартале - 301 млн кубометров (315,4 млн кубометров), во втором - 306,1 млн кубометров (320,1 млн кубометров), в третьем - 309,3 млн кубометров (320,8 млн кубометров), в четвертом - 309,3 млн кубометров (322,3 млн кубометров соответственно). “Толкыннефтегаз” получил в 2010 году около 1356 млн кубометров газа против 1362,4 млн кубометров за 2009 год. За первый квартал показатель составил 429,7 млн кубометров, за второй - 323,5 млн кубометров, за третий - 300,4 млн кубометров, за четвертый - 302,4 млн кубометров. За аналогичные периоды 2009 года эти параметры равнялись 506 млн кубометров, 297,2 млн кубометров, 183,1 млн кубометров и 376,1 млн кубометров соответственно. Остальной объем добычи газа в стране пришелся на прочие предприятия.

Аналитик АИРИ Рустем ЖАНСЕИТОВ заметил, комментируя Панораме вышеприведенные данные, что, несмотря на значительный рост объемов добычи газа, 2009-2010 годы нельзя рассматривать как эталонные для объективной оценки развития добычи и потребления газа. Это связано с тем, что во многих отраслях экономики наблюдались и наблюдаются рецессивные процессы, вызванные прошедшим мировым финансовым кризисом, и это, несомненно, сказывается и на уровне добычи и потребления газа. Также, по мнению собеседника, не стоит недооценивать суммарные объемы миноритарных производителей, чей потенциал далеко не исчерпан, и, скорее всего, тенденция к увеличению сохранится в ближайшие несколько лет. Отсутствие полноценной и интегрированной газоколлекторной инфраструктуры, по мнению г-на Жансеитова, не позволяет в полной мере использовать газ от таких производителей для поставки на экспорт и потребления внутри страны. Таким образом, использование газа независимых мелких компаний в качестве ресурсной базы для проектируемого газопровода Бейнеу - Шымкент технологически довольно сложно ввиду неразвитости и неинтегрированности газотранспортной инфраструктуры сети в Западном регионе страны. Для заполнения нового газопровода и подачи газа в южные регионы (и, возможно, на экспорт в КНР) более реальным вариантом представляется газ с крупных месторождений, в том числе с перспективных морских участков, в частности Кашагана, эксплуатация которого начнется в ближайшие годы. Аналитик отметил, что сейчас основная масса добываемого газа используется там же, в западных и примыкающих к ним областях Казахстана, где уровень газификации весьма высок, что, несомненно, сказывается на возможностях по развитию промышленности и пониженных тарифах на электроэнергию.

Помимо собственной добычи, в прошлом году был обеспечен импорт газа, который, по данным АИРИ, в первом квартале составил 1093,4 млн кубометров против 930,2 млн кубометров за январь-март предыдущего года (118%), во втором - 826,4 млн кубометров против 413,1 млн кубометров (200%), в третьем - 2398,9 млн кубометров против 2486,7 млн кубометров (96,5%), в четвертом - 1163,6 млн кубометров против 1786,6 млн кубометров соответственно (65,2%). В настоящее время импортные операции осуществляются через АО “КазРосГаз”, взаимодействующее с ОАО “Газпром”. Импортный газ для южных областей (Южно-Казахстанская, Жамбылская, Алматинская) поставляется из Узбекистана по газопроводу Бухарский газоносный район - Ташкент - Бишкек - Алматы (БГР-ТБА) в рамках swap-операций с ОАО “Газпром”: получая узбекский газ для южных регионов, Казахстан отдает собственный на западе страны. ОАО “Газпром” также осуществляет поставку российского газа в Костанайскую область по газопроводу Карталы - Рудный - Костанай. По данным Миннефтегаза, в соответствии с соглашением о swap-операциях в 2010 году была обеспечена поставка газа из Узбекистана и России в объеме 3,3 млрд кубометров для населения южных регионов и Костанайской области. Кроме того, между ОАО “Газпром” и АО “НК “КазМунайГаз” 14 декабря 2010 года был подписан протокол о поставках газа для этих регионов и в 2011 году - в объеме 4,4 млрд кубометров по цене прошлого года ($85 за 1 тыс. кубометров). В прошлом году также осуществлялись ограниченные поставки туркменского газа. Как заметил г-н Жансеитов, объемы импорта газа из России в Костанайскую область заметно меньше, чем в южные регионы. Но существенный прирост за сравниваемый период дает основания прогнозировать дальнейшее увеличение объемов импорта в ближайшее время, так как поставки из России менее подвержены каким-либо рискам, за исключением рыночных колебаний цен на газ. Учитывая постепенный выход экономики из кризиса, создание Таможенного союза, экономическую интеграцию с Россией и дальнейшее развитие промышленности, можно спрогнозировать пропорциональное увеличение объемов импортируемого из соседней страны газа, полагает аналитик.

По данным АИРИ, в первом квартале прошлого года в Казахстане на различные нужды было использовано 9332,4 млн кубометров газа против 8105,3 млн кубометров за аналогичный период предыдущего (115%), в том числе внутреннее потребление составило 3200,4 млн кубометров против 2944,4 млн кубометров (109%); обратная закачка - 2367,1 млн кубометров против 1859,9 млн кубометров (127%); на собственные нужны предприятий израсходовано 840,9 млн кубометров против 848,2 млн кубометров (99%); сожжено на факелах 308,4 млн кубометров против 444,2 млн кубометров (69%); потери составили 38,7 млн кубометров против 93,4 млн кубометров соответственно (41%). Во втором квартале использование газа возросло до 7814,9 млн кубометров с 7657 млн кубометров (102%), в том числе внутреннее потребление увеличилось на 7% - до 1446,8 млн кубометров с 1357,4 млн кубометров соответственно. В то же время уменьшились обратная закачка на 17% - до 2029 млн кубометров с 2434,2 млн кубометров; использование газа на собственные нужды компаний - на 3% - до 760,1 млн кубометров с 786,4 млн кубометров; сжигание на факелах - на 29% - до 304,5 млн кубометров с 429,4 млн кубометров; потери - на 54% - до 50,6 млн кубометров со 110,8 млн кубометров соответственно. В третьем квартале использование газа достигло 7458 млн кубометров против 7301,8 млн кубометров (102,1%), в том числе потребление - 1211,1 млн кубометров против 1034,6 млн кубометров (114,6%), обратная закачка - 1971,7 млн кубометров против 2191,7 млн кубометров (88,9%), на собственные нужды направлено 711,2 млн кубометров против 801 млн кубометров (87,4%), сожжено на факелах - 383,2 млн кубометров против 431,8 млн кубометров (87,3%), потери составили 97,2 млн кубометров против 90,4 млн кубометров соответственно (107%). В четвертом квартале в Казахстане было использовано 10 571,6 млн кубометров газа, тогда как за октябрь-декабрь 2009 года - 8562,8 млн кубометров (119%); потребление составило 2639,4 млн кубометров против 2577,7 млн кубометров (102,3%), обратная закачка - 2696,5 млн кубометров против 2281,2 млн кубометров (115,4%), на собственные нужды предприятий ушло 823 млн кубометров против 768,4 млн кубометров (106,6%), сожжено на факелах - 353,6 млн кубометров против 422,1 млн кубометров (80,6%), потери составили 66,8 млн кубометров против 67,2 млн кубометров соответственно (99,4%).

Г-н Жансеитов уверен, что основным препятствием для увеличения внутреннего потребления газа прежде всего является неравномерность размещения газовых ресурсов, отсутствие газопровода, связывающего богатый газом запад с газодефицитным югом, и общая неразвитость газотранспортной инфраструктуры в РК. “Большие объемы добываемого сырого газа используются для обратной закачки, сжигаются на факелах и так далее, - констатировал он.- Таким образом, увеличение суммарных объемов добытого газа при непропорционально меньшем росте добычи свободного природного газа и очищенного газа для потребления не может служить показателем устойчивого развития газодобычи”. В республике традиционно большая часть потребляемого газа используется для отопления и производства электроэнергии, что наглядно показывают цифры изменения объемов потребления - больше зимой и меньше в теплый период.

Говоря о рынке сжиженного газа в Казахстане, г-н Жансеитов отметил, что он не отличается стабильностью, хотя в абсолютных значениях наблюдается рост. В 2010 году поставка сжиженного газа возросла почти во всех областях, причем наиболее значительно - в Мангистауской, что объясняется увеличением производства сжиженного газа ТШО. Традиционно увеличивается потребление сжиженного газа в газодефицитных регионах - в Кызылординской, Восточно-Казахстанской, Карагандинской и Южно-Казахстанской областях. В Алматы спрос также существенно повысился и, скорее всего, будет продолжать расти такими же темпами, считает эксперт.

В Астане поставки уменьшились ввиду сокращения количества частных потребителей (в связи со сносом построек) и перевода населения на электроплиты. Тенденция увеличения спроса на сжиженный газ будет сохраняться на юге, востоке и в центре страны, что может потребовать развития и реанимации соответствующей инфраструктуры на местах.

Г-н Жансеитов также указал на рост экспортных объемов газа. Так, по сведению АИРИ, экспорт газа в первом квартале прошлого года составил 2577 млн кубометров против 1915,4 млн кубометров за аналогичный период предыдущего года (135%), во втором - 3224 млн кубометров против 2538,9 млн кубометров (127%), в третьем - 3083,5 млн кубометров против 2752,3 млн кубометров (110,7%), в четвертом - 3992,3 млн кубометров против 2446,2 млн кубометров соответственно (138,7%). Основные объемы, поставляемые на экспорт, формируются из газа, добываемого на Карачаганаке и Тенгизе. В настоящее время казахстанский газ направляется пока только в Россию, однако с вводом в строй газопровода Бейнеу - Шымкент как части экспортного газопровода Туркменистан - Казахстан - Узбекистан - Китай появится еще одно независимое направление для внешних поставок. Газопровод Бейнеу - Шымкент будет также служить для внутренней транспортировки газа с запада Казахстана в южные регионы, зависимые от импорта. Таким образом, решится главная инфраструктурная проблема газовой отрасли РК, считает эксперт. Впрочем, по его мнению, тенденция увеличения экспорта в Россию в ближайшем будущем, скорее всего, сохранится, что, возможно, создаст проблемы с обеспечением ресурсной базы для Бейнеу - Шымкент.

Крупные газопроводные проекты

Как отметили в АИРИ, за последние полтора десятка лет обострилось соперничество между ключевыми участниками международного рынка углеводородов по вопросам маршрутов их транспортировки. Этому способствуют не только общий рост напряженности в области нефте- и газоснабжения в мире и озабоченность интересами энергетической безопасности. После распада СССР постсоветские и другие страны - экспортеры нефти и газа стремятся самостоятельно определять пути прокладки магистральных трубопроводов, пункты строительства терминалов, партнеров по транзиту и инвесторов для реализации проектов с учетом экономических соображений и политических предпочтений. Сопредельные с ними государства заинтересованы в прохождении транзитных коммуникаций по своей территории, поскольку это обеспечивает доходы и дает контроль над потоками углеводородов. Как экспортеры, так и импортеры, а также их покровители в лице мировых и региональных держав заинтересованы в надежности маршрутов доставки топлива по нефтегазовым коммуникациям, отметил г-н Жансеитов. Большинство строящихся и планируемых нефтегазовых коммуникаций ориентированы на Китай и ЕС. Основные страны, из которых им намечается поставлять углеводороды, - Россия, Казахстан, Азербайджан, Казахстан, Туркменистан.

Среди мощных трансграничных магистральных газопроводов, введенных в эксплуатацию в последние годы, в АИРИ выделили “Голубой поток” (обеспечивающий поставки из России в Турцию через акваторию Черного моря), Баку - Тбилиси - Эрзурум (потенциально являющийся участком европейского проекта Nabucco) и ряд других. В числе планируемых трансграничных газопроводов значится российско-германский “Северный поток”, основную часть которого прокладывают по дну Балтийского моря. Реализация этого дорогостоящего и технически сложного проекта позволит главному экспортеру природного газа в ЕС снизить зависимость от стран-транзитеров, с некоторыми из которых уже возникали конфликты, оставлявшие на несколько дней без топлива жителей Европы. Газопровод “Южный поток”, морской участок которого пройдет по дну Черного моря, предполагает прямую доставку газа из России в Болгарию. По инициируемому ЕС газопроводу Nabucco намечается перекачка газа из прикаспийских государств через Турцию на Балканы и далее в другие страны Европы. Для этого проекта, который начали разрабатывать в феврале 2002 года, впрочем, пока не найдено ни одного поставщика. Отказался от поставок в него и Казахстан. Еще один газопровод - Баку - Тбилиси - Эрзурум (Южнокавказский трубопровод) был официально открыт в марте 2007 года для прокачки газа, добываемого в рамках азербайджанского проекта Шах - Дениз. Разрабатываются и реализуются проекты прокладки трубопроводов и в других регионах мира. Один из самых впечатляющих проектов связан с сооружением трансконтинентального газопровода протяженностью более 8 тыс. км и стоимостью $23 млрд из Венесуэлы в Бразилию, Аргентину и Уругвай.

Из числа перспективных газотранспортных проектов на Азиатском континенте, по словам собеседника, заслуживают внимания планы строительства двух веток газопровода из Западной Сибири и Дальнего Востока России в Китай, а также мощных магистралей из Ирана, Туркменистана в Пакистан и Индию с их емкими, динамично растущими энергетическими запросами и относительно скромной собственной газодобычей. Крупнейшим же запущенным трансграничным газопроводом в Азии стала артерия Туркменистан - Узбекистан - Казахстан - Китай с пропускной способностью после полного ввода в эксплуатацию 40 млрд кубометров. Ресурсы его будут складываться из газа, добываемого Казахстаном, Туркменистаном и Узбекистаном. Как заметил г-н Жансеитов, этот проект не вызывает столь острых дискуссий, как упомянутые выше европейские. Как говорят в Миннефтегазе, с вводом в действие данного газопровода существенно изменилась ситуация в развитии газового сектора на всем постсоветском пространстве, ориентировавшемся до этого момента только на европейские рынки. Это также существенно скажется на условиях конкуренции в данной сфере. В АИРИ тоже считают, что Китай заинтересован в конкурентной борьбе казахстанского, туркменского и российского (западносибирского) газа на своем рынке в целях понижения цены предложения. Акт Государственной приемочной комиссии о приемке в эксплуатацию построенного объекта второй нитки линейной части магистрального газопровода Казахстан - Китай был утвержден в октябре 2010 года. На сегодняшний день он уже эксплуатируется в двухниточном режиме. Кроме того, по информации МНГ, для стабильного обеспечения газом южных регионов Казахстана построены три перемычки между магистральными газопроводами БГР - ТБА и Казахстан - Китай. В министерстве заявляют, что это дало эффект уже минувшей зимой, когда в условиях ограничения поставок узбекского газа в Алматы и Алматинскую область направлялся туркменский газ: без перемычки такое было бы невозможно.

В настоящее время ведется подготовительная работа к началу строительства газопровода Бейнеу - Бозой - Шымкент, который будет возведен на китайские деньги. 21 декабря 2010 года Президент Назарбаев дал старт реализации проекта закладкой камня на КС “Бозой”. Однако участие китайских компаний в строительстве и управлении внутренним газопроводом в Казахстане, на взгляд г-на Жансеитова, вызывает опасения за полную поставку необходимых объемов газа для внутреннего потребления южных регионов РК.

Сланцевый газ и его влияние на газовый рынок

Как известно, с появлением новых технологий добычи сланцевого газа мировой газовый рынок начал существенно меняться. Правда, сейчас существуют две основные точки зрения на дальнейшее развитие ситуации: позитивная и негативная. Оптимисты утверждают, что мир стоит на пороге “газовой революции”, способной кардинально поменять устоявшиеся на данный момент схемы производства, транспортировки и потребления газа. Ажиотаж вокруг сланцев во многом объясняется заявленной низкой себестоимостью добычи: так, при разработке месторождения Barnett минимальные затраты на его добычу на устье скважины составили около $90 за 1 тыс. кубометров, а добыча в США целесообразна при ценах в диапазоне $140-210 за 1 тыс. кубометров. Следует отметить также меньший срок возврата инвестиций в силу того, что дебит скважин на сланцах в начале добычи выше, чем на традиционных месторождениях. Негативная позиция, в основном озвученная российскими экспертами, сводится к скептической оценке мировых запасов сланцевого газа, проблемам с его добычей и преждевременностью глобальных выводов.

Аналитик АИРИ приводит оценку Международного энергетического агентства, утверждающего, что даже при благоприятном сценарии добыча именно сланцевого газа в мире к 2030 году не превысит 7% от общемировой газодобычи и что должны пройти годы, завершены масштабные исследования, получены производственные результаты и многолетняя статистика, прежде чем настанет время серьезных выводов. По информации агентства, особенно активно разработка сланцевого газа осуществляется в США: в 2009 году из сланцев было добыто 87 млрд кубометров газа, или 14% общей добычи. Следующим разработчиком сланцев является Канада, где, согласно предположению специалистов, к 2020 году ежегодно будет добываться 200 млрд кубометров сланцевого газа и газа из твердых пород. На взгляд экспертов, реальные перспективы оказаться в числе сланцедобывающих государств есть у Китая. А вот в Европе, согласно прогнозу ExxonMobil, вряд ли стоит ожидать значительных объемов добычи сланцевого газа до 2025 года, поскольку запасы и условия его разработки кардинально отличаются от американских. По словам г-на Жансеитова, немногочисленные попытки начать разработку сланцев в Европе, являются не чем иным, как стремлением освободиться от импорта газа, и вряд ли окажут заметное влияние на весь европейский рынок.

Тем не менее, как указывают в АИРИ, интерес к новому сектору сланцевого газа уже привел к всплеску сделок. В конце 2009 года ExxonMobil приобрела за $41 млрд XTO Energy, крупного американского производителя нетрадиционного газа. В 2009 году британская BG внесла $1,3 млрд в качестве 50%-ной доли в СП по добыче сланцевого газа на месторождении Haynesville. Норвежская StatoilHydro создала СП с Chesapeake Energy, вложив $3,4 млрд. В феврале 2010 года японская Mitsui bussan решила инвестировать $5,4 млрд в месторождение Marcellus Shale в Пенсильвании, разрабатываемое американской Anadarko Petroleum. Французский концерн Total также вышел на американский рынок сланцевого газа, создав СП с Chesapeake с 25%-ной долей и инвестициями в $2,25 млрд. В американскую добычу сланцевого газа инвестировали британская BP, итальянская Eni. Американская Conoco-Phillips и британско-нидерландская Shell приобрели лицензии на разработку сланцев в Германии, Польше и Швеции. Рассматривает варианты покупки американских компаний по добыче сланцевого газа с целью освоения технологии и возможной экспансии на этот и европейский рынки “Газпром”.

Таким образом, отметил г-н Жансеитов, нетрадиционные запасы газа уже продемонстрировали свое глобальное влияние на ситуацию. Насыщение североамериканского рынка “другим газом” выдавило значительные объемы СПГ на европейский рынок, что заметно сказалось на ценах и вызвало дискуссии об изменении условий долгосрочных контрактов, в настоящее время наблюдается тенденция перехода к торговле газом в основном на основе спотовых операций. Аналитик, учитывая вышесказанное, делает вывод, что в Казахстане необходимо проведение объемного исследования потенциальных ресурсов и степени извлекаемости сланцевого газа, метанового газа, газа плотных песчаников, а также требует отдельного изучения дальнейшее освоение и внедрение новейших технологий по очистке и утилизации попутного нефтяного газа.

Выводы

В целом, как считает представитель АИРИ, государства Центральной Азии и Казахстан в настоящее время проводят недостаточно активную политику в развитии региональных газовых рынков и пассивную - в развитии рынков сбыта. Неравномерное размещение мест добычи и производства газа, недостаточное развитие системы газификации и газотранспортной инфраструктуры являются серьезным препятствием для развития промышленности, газовой отрасли и как следствие улучшения качества жизни в Казахстане. Для увеличения производства газа в республике необходимо развивать прогрессивные методы утилизации попутного газа, наращивать объемы переработки газоконденсата, осваивать новые виды добычи газа из сланцев, плотных песчаников, угольных метанов и т. д., решать инфраструктурные проблемы отрасли. На основании изученных данных в АИРИ предлагают внести дополнения и уточнения в разрабатываемую в настоящее время Государственную программу газификации РК, включая детальную схему либерализации газового рынка, а также уточненные данные по запасам газа и степени их извлекаемости.

При этом следует учитывать, что в ближайшие годы (2012-2014 гг.) мы почувствуем рост цен на газ в рамках формирования Единого экономического пространства, которое предусматривает выравнивание цен на газ с внутрироссийскими (которые также будут расти). Это осуществляется в рамках обеспечения равнодоходности продаж газа на внутреннем рынке и поставок на экспорт.

Подготовила Елена БУТЫРИНА