Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В развитии топливно-энергетической промышленности мира выделяют три главных этапа: угольный, нефтегазовый, современный.

В конце XIX и начале XX в. в промышленной энергетике и международной торговле топливом господствовал уголь. Еще в 1948 г. доля угля в общем, потреблении основных источников энергии составляла 60%. Но в 50--60-е гг. структура потребления энергоресурсов существенно изменилась, на первое место вышла нефть -- 51%, доля угля сократилась до 23%, природного газа составила 21,5%, гидроэнергии - 3%, ядерной энергии - 1,5%.

Такого рода изменения в структуре потребления энергоресурсов были обусловлены широким освоением новых крупных источников нефти и природного газа; рядом преимуществ этих видов топлива перед твердым топливом (высокая эффективность добычи, транспортировки, потребления); возросли масштабы использования нефти и природного газа не только как топлива, но и как промышленного сырья.

Однако, начиная с 80-х гг. в качестве приоритетного выдвигается направление, предусматривающее переход от использования преимущественно исчерпаемых ресурсов к использованию неисчерпаемых, нетрадиционных источников энергии (энергия ветра, солнца, приливов и отливов, ядерная энергия, геотермические источники, гидроресурсы).

В итоге доля нефти в общем, потреблении и производстве энергоресурсов стала сокращаться (до 38% в 2000 г.), вновь возрастает значение угла (31%), упрочил позиции природный газ (23,5%). Все более заметным становится рост использования гидроэнергии, ядерной и других (альтернативных) источников энергии.

Газовая промышленность мира начала своё развитие позже по сравнению с другими крупными отраслями топливно-энергетического комплекса - угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю. Но даже сейчас отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста.

На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для мировой экономики.

природный газ месторождение мировой

Глава 1. Общая характеристика ситуации в газовой промышленности мира

Природный газ в качестве топлива обладает многими положительными свойствами - высокой теплотворной способностью, хорошей транспортабельностью, большей по сравнению с нефтью и углем экологической чистотой. Все это создает предпосылки для наращивания его использования в коммунальном хозяйстве, в промышленности, включая электроэнергетику, на транспорте. Неудивительно, что доля природного газа в структуре мирового энергопотребления имеет тенденцию к постоянному увеличению.

История газовой промышленности, насчитывающая немногим более ста лет, подразделяется на два больших этапа. Первый из них продолжался до 50--60-х гг. XX в. Для него был характерен перевес одной страны - США, доля которой в мировой добыче природного газа еще в 1950 г. превышала 9/10. Затем начался второй этап - этап быстрого роста добычи и потребления природного газа и формирования новых районов газовой промышленности - в СССР, Юго-Западной Азии, Западной Европе, Северной Африке и других регионах. Одновременно происходило также формирование международного рынка природного газа.

Динамика мировой добычи природного газа свидетельствует о ее непрерывном поступательном росте: во второй половине XX в. она увеличилась почти в 12 раз. Согласно некоторым подсчётам, к 2010 г. она возросла предположительно до 4 трлн. м³, а к середине столетия достигнет 7 трлн. м³.

Распределение мировой добычи между тремя группами стран современного мира существенно отличается от аналогичных показателей, относящихся к добыче нефти: первое место в ней принадлежит развитым странам Запада (37 %), второе - развивающим странам (35 %) и третье - странам с переходной экономикой (28 %). Это объясняется не столько географией ресурсов природного газа, сколько тем, что его добычу в развивающихся странах начали значительно позднее. Но поскольку она там все время возрастает, то и доля этих стран в мировой добыче природного газа тоже увеличивается.

В 1990-х гг. увеличение абсолютных объемов добычи газа происходило в большинстве регионов мира (за исключением СНГ и Латинской Америки), но темпы этого роста не были одинаковыми: наиболее высокими они оказались в зарубежной Азии и более умеренными - в зарубежной Европе, Северной Америке и Африке. Соответственно несколько изменилась и доля этих регионов в мировой добыче. Если же сравнивать эту долю с 1950- 1960-ми гг., то главное изменение буквально бросается в глаза - это уменьшение доли Северной Америки и увеличение доли всех других регионов.

Мировые разведанные запасы природного газа

Природный газ распространен в природе в свободном состоянии - в виде газовых залежей и месторождений, а также в виде «газовых шапок» над нефтяными месторождениями (попутный газ). Используются также газы нефтяных и угольных месторождений. Общегеологические ресурсы природного газа в различных источниках оцениваются от 300 трлн. м? до 600 трлн. м? и выше, но наиболее распространена оценка в 400 трлн. м?. Разведанные (доказанные) запасы природного газа в 2004 г. достигали 175 трлн. м?.

Таблица 1. 20 стран мира с наибольшими разведанными запасами природного газа

Анализ таблицы 1 показывает, что 27 % мировых разведанных запасов природного газа приходится на Россию (ее общегеологические запасы оцениваются в 215 трлн. м3). Из имеющихся в мире 20 гигантских газовых месторождений с начальными запасами более 1 трлн. м? на территории России находятся 9. В их числе крупнейшее в мире Уренгойское, а также Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье и Харасовейское расположены в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (табл. 4).

Таблица 2. 16 стран мира с наибольшей добычей природного газа

Из 16 стран, включенных в таблицу 2 относятся к развитым странам Запада, 8 - к развивающимся странам и 3 (Россия, Узбекистан и Туркмения) входят в СНГ. Для сравнения можно также указать на то, что еще в 1970 г. в первую десятку стран по добыче природного газа входили Советский Союз, семь стран зарубежной Европы и Северной Америки и только две развивающиеся страны - Иран и Мексика.

По размерам добычи природного газа резко выделяются Россия (662,2 млрд. куб. м), США (582,2), Канада (170,9) и Иран(116,3), на долю которых приходится более половины ее мирового итога. Далее идут страны с ежегодной добычей от 100 до 30 млрд. куб. м -- Норвегия, Алжир, Нидерланды, Саудовская Аравия, Катар, Китай, Туркмения, Великобритания, Узбекистан, Малайзия, ОАЭ, Аргентина.

Добыча природного газа в акваториях Мирового океана имеет уже довольно длительную историю. Примитивными способами морскую добычу газа вели еще в XIX в. в России (на Каспии), в США (в Калифорнии) и в Японии. Начало же действительно быстрого роста морской добычи газа относится к 1960-м гг. Еще большее ускорение этот процесс получил в 1970--1980-е гг., о чем свидетельствует число стран, добывающих природный газ в пределах континентального шельфа. В 1970 г. таких стран было всего около 20, а в начале 1990-х гг. - уже более 50. Соответственно возрастала и мировая морская добыча газа.

Можно утверждать, что такой рост добычи газа был обусловлен двумя главными факторами. Во-первых, после энергетического кризиса середины 1970-х гг. и резкого подорожания газа повысился интерес к шельфовым бассейнам и месторождениям, которые до этого использовали не столь широко. Они были менее истощены и сулили определенную экономическую выгоду. Как уже отмечалось выше, морская добыча газа стала ярким примером проводившейся тогда политики расширения ресурсных рубежей. Во-вторых, крупномасштабное освоение морских месторождений оказалось возможным благодаря целому ряду технических новшеств, и в первую очередь применению буровых платформ.

В целом бурение скважин в морских акваториях обходится значительно дороже, чем на суше, причем стоимость его прогрессивно возрастает по мере увеличения глубины. Затраты на бурение даже при глубине моря в 20-30 м примерно вдвое превышают аналогичные затраты на суше. Стоимость бурения на глубине 50 м возрастает в три-четыре раза, на глубине 200 м - в шесть раз. Однако величина расходов на бурение зависит не только от глубины моря, но и от других природных факторов. В условиях Арктики, например, затраты на добычу превышают соответствующие показатели для района субтропиков или тропиков в 15-16 раз.

Вот почему в последнее время были пересмотрены в сторону снижения прежние прогнозы роста мировой морской добычи природного газа (морская добыча которого в 2000 г. составила 760 млрд. м³-31 %).

Из него можно заключить, что такую добычу ведут почти в 50 точках земного шара во всех пяти обитаемых частях света. Но доля их, как и доля отдельных океанов и отдельных акваторий, естественно, не может не различаться. Да и со временем она меняется. Так, в 1970 г. примерно 2/3 морской добычи давали Северная и Южная Америка и 1/3 - Юго-Западная Азия. К 1980 г. доля Америки уменьшилась, а доля Азии, Африки и Европы возросла. В 1990 г. из 760 млн. т мировой морской добычи нефти на Северную и Южную Америку приходилось 230 млн., на Азию 220 млн., на Европу - 190 млн., на Африку 100 млн. и на Австралию - 20 млн. т.

В зарубежной Европе морские месторождения обеспечивают 9/10 всей добычи нефти и газа. Это объясняется прежде всего особой ролью Североморского нефтегазоносного бассейна, месторождения которого активно эксплуатируют Великобритания, Норвегия и в меньшей мере Нидерланды. Кроме того, небольшую по размерам добычу ведут в некоторых местах Средиземного моря.

В зарубежной Азии основным районом добычи газа был и остается Персидский залив, где ее ведут Саудовская Аравия, Иран, ОАЭ, Кувейт, Катар. В 1980--1990-е гг. заметно выросла добыча на континентальном шельфе морей Юго-Восточной Азии - в Малайзии, Индонезии, Брунее, Таиланде, во Вьетнаме. Поисково-разведочные работы ведут также у побережья некоторых других стран. То же относится и к шельфовой зоне морей, омывающих берега Китая. Из стран Южной Азии значительную добычу на шельфе имеет Индия.

В Африке за последнее время число стран, добывающих газ в пределах континентального шельфа, заметно возросло. Еще не так давно к ним относились только Нигерия, Ангола (на шельфе Кабинды) и Египет, но затем добавились Камерун, Конго, Габон - в общем вся полоса западного побережья материка от Нигерии до Намибии.

В Северной Америке главный производитель морского газа - США. На морские месторождения в этой стране приходятся 25 % добычи природного газа. В эксплуатацию вовлечено более ста шельфовых залежей, большинство из которых находится в акватории Мексиканского залива, а остальные - у Атлантического и Тихоокеанского побережий страны и на Аляске.

В 1980--1990-х гг. Мексика освоила крупный нефтегазоносный бассейн в акватории залива Кампече Карибского моря. Поисково-разведочное бурение на газ ведут также у берегов Аргентины, Чили, Перу и некоторых других стран этого континента.

В Австралии добывать газ на континентальном шельфе начали еще в 1960-х гг. - в Бассовом проливе на юге страны. Через 10-15 лет уровень добычи в этом бассейне начал снижаться, но это было компенсировано путем освоения других шельфовых месторождений, расположенных у западного побережья страны и на севере, в Тиморском море.

В России в 1990-е гг. добыча природного газа на морских месторождениях практически почти не велась. Однако перспективы расширения такой добычи ныне оценивают очень высоко. Они связаны с уже начавшимся промышленным освоением двух главных морских акваторий. Одна из них - Охотское море, где у северо-восточной окраины острова Сахалин во второй половине 1980-х гг. было разведано несколько крупных месторождений. Другая - Баренцево и Карское моря, где также в 1980-х гг. геологи открыли еще более важную шельфовую провинцию с крупными и крупнейшими месторождениями - газоконденсатным Штокмановским, газовым Русановским и др. Согласно расчетам, только на шельфе Сахалина в перспективе предполагают довести добычу газа - до 15-20 млрд. м³ в год (суммарно же за все время эксплуатации здесь намечают добыть 4,2 трлн. м³ газа). И это не говоря о возможностях шельфовой зоны других дальневосточных морей. Программой освоения нефтегазовых ресурсов арктического шельфа России намечено ввести в эксплуатацию 11 нефтяных и газовых месторождений с выходом на годовой уровень добычи не менее 50 млрд м³ газа. При оценке перспектив нефтегазоносности российской Арктики нужно учитывать и то обстоятельство, что на всем огромном пространстве от Карского до Чукотского морей до конца 1990-х гг. не было пробурено ни одной поисково-разведочной скважины. К категории перспективных относится и северная часть Каспийского моря.

Потребление природного газа во всем мире мало отличается по размерам от его производства, поскольку почти весь добываемый и получаемый газ сразу же поступает в газораспределительные сети. Однако соотношение трех групп стран, отдельных географических регионов мира и тем более отдельных стран в потреблении природного газа отличается от аналогичного соотношения в его добыче довольно сильно.

По абсолютным масштабам лидирующие позиции в мировом газопотреблении занимает группа промышленно развитых стран. В то же время в последние десятилетия темпы прироста потребления природного газа в промышленно развитых странах были ниже среднемировых показателей, что привело к снижению доли этих стран в суммарном объеме газопотребления. Среднегодовые темпы прироста по этой группе стран составили в 1971-1980 гг. 2% против 3,9% среднемировых, а в конце XX - начале XXI века - 1,2% против 2,3% в среднем по миру. Существенное замедление потребления газа промышленно развитыми странами в истекшем десятилетии связано главным образом с экономическими спадами в начале 80-х и 90-х годов. К середине 90-х годов спрос повысился и, согласно прогнозу МЭА, в ближайшей перспективе уровень спроса на природный газ со стороны развитых стран не будет отличаться от среднемирового.

Среднегодовые темпы прироста потребления природного газа в бывших социалистических странах в 1971-1990 гг. составили 6,3% и заметно превышали мировые, что вело к последовательному увеличению их удельного веса в мировом газопотреблении. Эта тенденция прервалась в 90-е годы в обстановке политических и экономических потрясений, в частности, в результате резкого снижения промышленного производства в странах СНГ.

Развивающиеся страны, так же как и страны ОПЕК, по интенсивности потребления газа превосходили другие регионы, что в значительной мере связано с низким исходным уровнем потребления. Если использование газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе, Южной и Центральной Америке, Африке и на Ближнем Востоке увеличивалось со средними темпами не менее 6% в год, в Европе наблюдался умеренный рост - в среднем на 4,1% в год, то для США и постсоветского пространства были характерны стагнация или даже снижение объемов потребления.

Первое место по размерам потребления природного газа, как и по размерам его производства, сохраняется за Северной Америкой, в составе которой США были и остаются крупнейшим в мире потребителем этого вида топлива (600-650 млрд. м³ в год).

Однако по сравнению с 1970 г. доля региона в мировом потреблении природного газа уменьшилась почти вдвое. На втором месте по объему потребления, как и по размерам производства, стоят страны СНГ, среди которых особо выделяется Россия (более 450 млрд. м³ в год). Но доля этого региона в мировом потреблении природного газа также уменьшается. На третьем месте находится зарубежная Европа. Доля ее в мировом потреблении природного газа в 1980--1990-х гг. оставалась довольно стабильной. Среди отдельных стран этого региона выделяются Германия и Великобритания (по 100 млрд. м³). Далее следует зарубежная Азия, где быстро растет потребление газа в Китае, Индонезии, Малайзии, Саудовской Аравии, Иране, ОАЭ. Доля Латинской Америки в мировом потреблении газа сравнительно невелика и к тому же относительно стабильна, а доля Африки пока остается незначительной. В таблице 3 показаны 20 стран мира с наибольшим потреблением природного газа (данные 2010 года)

Таблица 3. 20 стран мира с наибольшим потреблением природного газа

Традиционными потребителями природного газа являются промышленность, сельское хозяйство, сфера услуг, транспорт, бытовой и энергетический сектор. Динамика и масштабы спроса на природный газ со стороны отдельных потребительских групп носят различный характер. В то время как одна группа потребителей увеличивает долю газа в покрытии своих энергетических затрат, другая отдает предпочтение конкурирующим энергоносителям. В структуре потребления в связи с этим происходят изменения, которые определяются помимо конкурентного предложения на рынке энергоносителей также технологическими факторами, экологическими требованиями, государственным регулированием.

Структурные изменения происходят и внутри крупных потребителей газа: выделяются наиболее газоемкие отрасли и сектора, формируются наиболее устойчивые и стабильные потребители. В различных странах этот процесс протекает по-разному в зависимости от особенностей промышленного производства, состояния инфраструктуры, характера производства электроэнергии. Начатое несколько лет назад массовое строительство высокоэффективных парогазовых электростанций вызвало быстрое увеличение использования природного газа в электроэнергетике. Использование природного газа возрастет и в других секторах мирового хозяйства.

В химической и нефтехимической промышленности природный газ используется не только как технологическое топливо, но и как ценное сырье для производства аммиака, метанола, ацетилена, азотных удобрений, ароматических углеводородов и широкой гаммы химических полупродуктов.

Наибольшее количество природного газа в мире потребляется в электроэнергетическом и коммунально-бытовом секторах - 77% в 2008 году, в отраслях промышленности (химия, металлургия и др.) использовалось 10%, в качестве моторного топлива 2%, закачивалось в пласт и сгорало на факелах 11% природного газа. В перспективе высокая доля электроэнергетики и коммунально-бытового сектора сохранится на уровне 77-78%, использование в промышленности возрастет до 11-12%, а в качестве моторного топлива до 3%.

Крупной группой в газопотреблении является коммерческо-бытовой сектор. Спрос на природный газ со стороны коммерческо-бытового сектора в течение длительного времени сохраняется на высоком уровне и имеет тенденцию к росту благодаря таким его потребительским свойствам как высокая калорийность, удобство применения и чистота сгорания, что делает его привлекательным источником энергии для приготовления пищи и отопления жилых домов, служебных помещений и т.п. Как правило, коэффициент полезного действия газа выше, чем при использовании других видов энергии, за исключением электричества, особенно в небольших нагревательных приборах (бытовое потребление).

Глава 2. Международная торговля природным газом

Последние 20 лет мировой рынок природного газа рос примерно на 6% в год и в 2009 г. почти 30% природного газа пересекло государственные границы.

Сравнение абсолютных и относительных показателей добычи и потребления природного газа уже само по себе проливает свет на масштабы и географические направления международной торговли этим энергоносителем. В конце 1990-х гг. объем такой торговли достиг 550, а в 2005 г. - 750 млрд. м³.

Это означает, что в экспортно-импортных операциях участвует более 1/4 всего добываемого в мире природного газа, и, следовательно, экспортная квота у него значительно меньше, чем у нефти. Основным и самым крупным экспортером трубопроводного газа в настоящее время является Россия, которая обеспечивает более 21% мирового экспорта.

В 2009 г. десять крупнейших стран-экспортеров - Россия, Норвегия, Канада, Катар, Алжир, Нидерланды, Индонезия, Малайзия, США и Австралия поставили на мировой рынок более 76% природного газа. С другой стороны, десять других стран - США, Германия, Япония, Италия, Франция, Великобритания, Испания, Южная Корея, Турция и Россия импортируют 66% поставляемого на мировой рынок газа.

Страны с наибольшим экспортом и импортом показаны в таблице 8 и 9 (по данным 2010 г.)

Таблица 4. 20 стран с наибольшим экспортом природного газа

Таблица 9 20 стран с наибольшим импортом природного газа

Экспортно-импортные операции с природным газом осуществляют двумя способами: по магистральным газопроводам (72 %) и с использованием морского транспорта, в сжиженном виде (28 %). При этом магистральные газопроводы обслуживают главным образом внутриконтинентальную торговлю- как между соседними странами (из Канады в США, из Нидерландов и Норвегии в другие европейские страны), так и на расстоянии в тысячи километров (из России в Восточную и Западную Европу). В отдельных случаях по газопроводам осуществляют и межрегиональную, межконтинентальную торговлю (Африка - Западная Европа). Грузопотоки сжиженного природного газа также имеют преимущественно внутрирегиональный характер. Все это свидетельствует о том, что, в отличие от нефти, пока, видимо, преждевременно говорить о мировом рынке природного газа. Правильнее вести речь о нескольких региональных рынках.

Начиная с 1970-х гг. в качестве нового фактора мирового энергетического хозяйства стал выступать сжиженный природный газ (СПГ).

Сжиженный природный газ (СПГ), или сжиженный нефтяной газ (СНГ) - очищенный и подготовленный нефтяной или отделенный от природного газ, сжиженный при охлаждении или под давлением для облегчения хранения или транспортировки. Газ обращается в жидкость при температуре окружающей среды ниже 20 градусов и/или при давлении выше 100 кПа. Состоит в основном из тяжелых газов пропана и бутана.

В такой форме газы хранятся на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях; применяются в быту для отопления, подогрева воды и приготовления еды; и на автомобильном транспорте в качестве топлива.

В настоящее время основным видом транспортировки природного газа является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм.

Чтобы энергетически обеспечить транзит газа по трубопроводу, дополнительно нужен так называемый "технический", или, используя правильный термин, топливный газ, необходимый для работы газоперекачивающих станций.

Для транспортировки газа в сжиженном состоянии используют специальные танкеры - газовозы.

Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определенных термобарических условиях. Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдаленности потребителя сжиженного газа более 3000 км.

В сфере сетевого газа поставщики жестко привязаны к потребителям трубопроводами. И цены на поставки определяются долгосрочными контрактами. Примерно такие же отношения сложились сегодня и в секторе СПГ. Около 90% СПГ тоже реализуется на основе долгосрочных контрактов.

Поставщики СПГ выигрывают за счет экономии на морских перевозках. При благоприятных условиях цена поставки газа танкером может быть ниже цены поставки по газопроводу почти на порядок. Сравнение транспортных расходов с использованием СПГ и газовозов показывает, что при увеличении расстояния транспортировки расходы увеличиваются гораздо более низкими темпами, подтверждая привлекательность нового рынка сжиженного природного газа. Напротив, прокладка как наземных, так и подводных трубопроводов с ростом расстояний увеличивает себестоимость традиционного природного газа гораздо быстрее.

Первые опыты по разработке подобной технологии были предприняты в США еще в 40-х гг. ХХ в., а промышленную реализацию они получили там же в середине 1950-х гг. Вскоре в США был сконструирован и построен первый танкер-газовоз, который не только доставлял сжиженный природный газ с месторождений Мексиканского залива, но и совершил несколько рейсов в Великобританию. Сначала мировое производство СПГ росло довольно медленно, но после энергетического кризиса середины 1970-х гг. и резкого подорожания нефти интерес многих стран Запада к его использованию заметно увеличился. Это стимулировало строительство заводов по сжижению газа, газовых терминалов, создание флота танкеров-газовозов. Интерес к СПГ сохраняется и в наши дни, о чем прежде всего свидетельствуют размеры его мирового производства, которое еще в 1995 г. составило 275 млн. т. Продолжает расти и флот танкеров-газовозов, причем емкость типового танкера также увеличилась с 10-50 тыс. м³ сначала до 80--100, а затем и до 120-130 тыс. м³ с перспективой доведения ее до 165, а в последующем и до 200 тыс. м³.

В конце 1990-х гг. производство сжиженного природного газа было налажено уже в довольно большом числе стран, причем в 15-20 из них оно достигло более или менее значительных размеров. В зарубежной Европе к таким странам относятся Великобритания и Норвегия, в зарубежной Азии - Индонезия, Малайзия, Саудовская Аравия, ОАЭ, Катар, Китай, Индия, в Африке - Алжир, Египет и Ливия, в Северной Америке - США и Канада, в Латинской Америке - Мексика, Венесуэла и Бразилия; входит в их число и Австралия. Большинство из перечисленных стран не только производит, но и экспортирует СПГ, о чем свидетельствуют данные таблицы 10.

Анализ таблицы 10 показывает, что главными экспортерами СПГ были и остаются развивающиеся страны - в первую очередь Юго-Восточной Азии, но также Африки и Юго-Западной Азии, тогда как доля экономически развитых стран в мировом экспорте не достигает и 1/10. Естественно, что за этими долевыми показателями стоят отдельные страны. Основной экспорт из стран Юго-Восточной Азии в начале XXI в. обеспечивают Индонезия, Малайзия и Бруней, из Африки - Алжир и Нигерия, из Юго-Западной Азии- Катар и Абу-Даби (ОАЭ). Среди стран Запада к числу экспортеров СПГ относятся только США (Аляска) и Австралия. Важно учитывать, что эта группа ведущих стран-экспортеров не остается неизменной. Уже на рубеже XX-XXI вв. в нее вошли еще несколько стран (Катар, Нигерия, Тринидад и Тобаго).

Наряду с группой стран - экспортеров сжиженного природного газа сложилась и довольно постоянная группа стран-импортеров. Это, прежде всего страны Восточной Азии - Япония (более 1/2 всего мирового импорта СПГ), Республика Корея и о. Тайвань, а также страны Западной Европы - Франция, Испания, Италия, Бельгия. Обычно в эту группу включают и Турцию. Немного СПГ импортируют и США. Некоторые из этих стран (Япония, Республика Корея, о. Тайвань) ввозят природный газ только в сжиженном виде, другие же (Франция, Бельгия, не говоря уже о США), наряду с импортом СПГ, ориентируются также, причем преимущественно, на импорт «газопроводного» газа.

К началу XXI в. в мировом хозяйстве сложились две главные газотранспортные системы - система Азиатско-Тихоокеанского региона и Африкано-Западноевропейская система (рис.5).

Газотранспортная система Азиатско-Тихоокеанского региона, самая мощная и разветвленная, обеспечивает более 1/2 всех мировых экспортно-импортных поставок СПГ. Наиболее крупным экспортером в этом регионе была и остается Индонезия.

Второй «газовый мост» в АТР сложился между эмиратом Абу-Даби, входящим в состав ОАЭ, и Японией. Это произошло после того, как в середине 1970-х гг. на маленьком острове Дас в Персидском заливе был сооружен завод по сжижению природного газа, поступающего сюда с двух шельфовых месторождений. Примеру Абу-Даби в конце 1990-х гг. последовал Катар, построивший заводы СПГ и терминал для экспорта сжиженного газа в Японию и Республику Корею.

Еще два «газовых моста», проходящие через акваторию Тихого океана, также надо отнести к Азиатско-Тихоокеанскому региону. Оба они соединяют Японию, крупнейшего в мире потребителя СПГ, один - с Аляской, а другой - с Австралией. «Газовый мост» между Австралией и Японией сформировался уже в 1990-х гг. Он связывает газоконденсатный завод на северо-западном побережье материка, использующий газ одного из шельфовых месторождений, с терминалом и заводом по регазификации на японском острове Хонсю.

Африкано-Западноевропейская газотранспортная система имеет приоритет по времени возникновения, но по объему поставок значительно уступает системе АТР. Ведущая страна - экспортер сжиженного газа в Северной Африке - Алжир. Он первым начал осуществлять значительный экспорт СПГ и ныне с двух своих газоконденсатных заводов (в Арзеве и Скикде) поставляет его во Францию, в Испанию и Бельгию, причем на первую из этих трех стран приходится не менее половины всех поставок. Второй страной Северной Африки, экспортирующей СПГ в Западную Европу, стала Ливия, но масштабы ее поставок сравнительно невелики и направлены они только в Испанию. В конце 1990-х гг. в состав стран - экспортеров СПГ вошла еще одна африканская страна - Нигерия, где были построены завод по сжижению газа в Порт-Хар-корте и газоэкспортный терминал в Бонни. Готовится к экспортированию СПГ и Египет.

Помимо этих двух газотранспортных систем существуют и другие подобные «связки», но значительно меньших размеров. К их числу относится, например, экспорт СПГ из Алжира на восточное побережье США, начатый еще в 1970-х гг. В 2000 г. начала экспортировать СПГ в США Малайзия.

Большинство специалистов оценивают перспективы роста производства и международной торговли СПГ как весьма благоприятные. Ведущая роль сохранится за странами АТР. В число новых стран - экспортеров СПГ, по-видимому, войдут Норвегия, Иран, Йемен, Венесуэла, Папуа - Новая Гвинея, а к странам-импортерам добавятся Китай, Индия, Пакистан, Таиланд.

В России, всегда ориентировавшейся на сетевой газ, использование сжиженного природного газа до конца 1990-х гг. не получило широкого распространения. Однако стратегия дальнейшего развития газовой промышленности предусматривает развитие производства СПГ, которое уже начато на базе шельфовых месторождений северной части Сахалина. Этот газ предназначается как для экспорта, так и для внутреннего потребления на Дальнем Востоке.

В настоящее время в сегменте СПГ основными экспортерами являются Катар, Малайзия, Индонезия, Австралия и Алжир, обеспечивающие 62% мирового экспорта. В то же время только две страны - Япония и Южная Корея - импортируют половину (50%) поставляемого на рынок СПГ. В целом мировой рынок СПГ почти на 70% является рынком стран АТР. Алжир также входит в десятку наиболее значительных производителей и поставщиков сжиженных (природного и нефтяного) газов. Сегодня доля сжиженного газа в общей совокупности газовых поставок Алжира превышает 35%, по темпам роста доходов от экспорта газа страна стабильно занимает первое место в мире.

Глава 3. Газовая промышленность России

Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн. куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% (табл. 12), а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна (табл. 13).

Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти - на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока. Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов. Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах.

Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа - 71,2% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд. куб. м), еще 21,6% заключено в 86 крупных (75- 500 млрд. куб. м) объектах.

Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа, однако и здесь не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м). Сеноманский газ НПТР, называемый "сухим", состоит в основном из метана.

Основные запасы сеноманского газа сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), которые эксплуатируются уже в течение многих лет и характеризуются высокой (более 55%) степенью выработанности. В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов сеноманского газа НПТР.

При этом только около 70% текущих разведанных запасов сеноманского газа НПТР могут быть рентабельно извлечены, поскольку в отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме истощения пластовой энергии, при котором в запасах неглубоких залежей, характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, по мере вступления их в завершающую стадию эксплуатации растет доля так называемого низконапорного газа, для извлечения и транспортировки которого требуются дополнительные усилия, а часть его извлечь невозможно.

В более глубоких горизонтах НТПР, сложенных породами раннемелового (валанжинский и ачимовский газ) и юрского возраста, сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Этот газ характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Это так называемый "жирный газ", технология разработки которого более сложна.

Содержащийся в "жирном" газе конденсат представляет собой тяжелые углеводороды, в условиях недр находящиеся в газообразном (парообразном) состоянии. При снижении пластового давления (в процессе эксплуатации залежи или при попадании на поверхность) эти углеводороды конденсируются в жидкость, образуя так называемый нестабильный конденсат. Освоение запасов "жирного" газа невозможно без создания системы транспортировки и переработки конденсата. В НТПР создана инфраструктура, которая позволяет осуществлять освоение запасов "жирного" газа, хотя и в недостаточном объеме.

Запасы валанжинского газа, залегающего ниже сеноманских залежей, на глубинах 2-3 тыс. м, в значительной степени вовлечены в отработку, а освоение залегающей на глубинах 3,2-3,8 тыс. м, в основании нижнемеловых отложений, продуктивной ачимовской толщи только начинается. Разведанные запасы ачимовского газа пока невелики (составляют всего около 4% российских), но ресурсы его значительны; их освоение могло бы способствовать поддержанию добычи газа в регионе. Однако разработка залежей этого газа очень трудна: они отличаются сложным геологическим строением и аномально высокими пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки. Себестоимость добычи ачимовского газа в 10-15 раз превышает себестоимость сеноманского, однако для давно разрабатываемых обустроенных месторождений, запасы сеноманского газа которых близятся к истощению, ачимовский газ может представлять резерв для добычи. Таким является Уренгойское месторождение, к которому приурочена основная часть разведанных на сегодняшний день запасов ачимовского газа; его разработка здесь рентабельна.

Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на "сухой" сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО "Газпром".

Чуть более 20% запасов "сухого" газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены "жирным" газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

Всего в России на "сухой" газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет "жирный" газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибирского федерального округа.

В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами. Этот газ является важным источником энергии при разработке нефтяной залежи: он обеспечивает необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти.

Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительно извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.

Государственным балансом Российской Федерации учитывается 867 месторождений с запасами свободного газа.

Таблица 14 Уникальные месторождения природного газа Российской Федерации на 01.01.2008 г.

Месторождения нераспределенного фонда или невелики по запасам, или находятся в труднодоступных районах. В декабре 2007 г. ОАО "Газпром" и BASF ввели в эксплуатацию уникальное Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение, но фактически добыча на нем началась еще в октябре 2007 г. Плановая проектная мощность месторождения - 25 млрд. куб. м в год, начиная с 2009 г. Южно-Русское месторождение должно стать основной ресурсной базой Северо-Европейского газопровода. Ожидается, что в проект также войдет немецкая E. ON.

Оператор проекта "Сахалин - 2" компания "Сахалин Энерджи" начала добычу газа на Лунском нефтегазоконденсатном месторождении. В марте 2009 г. успешно отгружена первая плановая партия российского сжиженного природного газа (СПГ), произведенного в рамках проекта "Сахалин-2". В мае 2009 г. были запущены вторая технологическая линия на заводе по производству СПГ и связанное с ней оборудования на платформе "Лунская-А" (ЛУН-А) и объединенном береговом технологическом комплексе. Это достижение означает двойное увеличение объемов производства на заводе СПГ.

В феврале 2008 г. для разработки уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения создана компания "Штокман Девелопмент АГ", совместное предприятие ОАО "Газпром" (51%), французской Total (25%) и норвежской StatoilHydro (24%). Срок начала поставок трубопроводного газа, определенный газовым балансом "Газпрома" - 2016 год. Поставки СПГ начнутся в 2017 г.

Глава 4. Обеспеченность мировой экономики природным газом

Мировые разведанные запасы природного газа оцениваются в 144 трлн. куб. м. Ресурсы природного газа, как правило, залегают вблизи нефтяных месторождений, поэтому наибольшими запасами располагают страны, богатые нефтью: Ближнего и Среднего Востока, СНГ (Россия, Туркменистан, Узбекистан, Казахстан), Северной и Латинской Америки (США, Канада, Мексика, Венесуэла), Северной Африки (Алжир, Ливия), Западной Европы (Норвегия, Нидерланды, Великобритания), Центральной (Китай) и Юго-Восточной Азии (Бруней, Индонезия).

Россия сосредоточивает 1/3 мировых разведанных запасов природного газа (47 600 млрд. куб. м). Это более чем в 2 раза превышает запасы занимающего второе место в мире Ирана (21 200 млрд. куб. м) и существенно больше, чем у США (4654), Норвегии (3800), Алжира (3424), Туркмении (2650), Казахстана (1670), Нидерландов (1668), Ливии (1212), Великобритании (574). Основные запасы природного газа России (до 80% всех ее разведанных запасов) приходятся на Тюменскую область в Западной Сибири. Здесь на севере области располагаются крупнейшие в России и в мире месторождения природного газа: Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Надым, Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское и др. Значительны также запасы природного газа Поволжья (Астраханское газоконденсатное месторождение и др.)- Урала (Оренбургское месторождение), Северного (Вуктыльское, Войвожское, Штокмановское, Ардалинское месторождения и др.), Северо-Кавказского (Ленинградское и Староминское месторождения в Краснодарском крае, Майкопское месторождение в Республике Адыгея, Севере-Ставропольское и др.), Восточно-Сибирского (Марковское, Пилятинское, Криволукское и др. месторождения) и Дальневосточного (Усть-Вилюйское месторождение и др.) районов.

Среди стран СНГ высок газовый потенциал у Туркмении (Ачакское, Шатлыкское, Майское и др. месторождения), Казахстана (Карачаганакское и др.), Узбекистана (Газлинское, Мубарекское и др.), Азербайджана (Карадагское). Небольшие по запасам месторождения есть на Украине (Дашавское и Шебелинское).

Обеспеченность мировой экономики природным газом при современном уровне его добычи (2,2 трлн. куб. м в год) составляет 71 год.

Заключение

Хорошая ресурсная база, удобство использования, экологическая чистота -- все это создает благоприятные условия для наращивания потребления газа в жилищном хозяйстве, торговле, в сфере услуг, промышленности и на транспорте.

Природный газ занимает в настоящее время особое место в структуре мировой энергетики: он относится к группе наиболее широко используемых энергоносителей и к наиболее экологически чистым ресурсам энергии. Самая высокая доля газа в структуре потребления ПЭР достигнута в странах СНГ -- 53,2%, и этот уровень в ближайшем будущем не претерпит особых изменений. Наиболее быстрыми темпами растет потребление газа для выработки электроэнергии в странах ОЭСР и в ряде развивающихся стран.

Как известно, в 80-е и в начале 90-х годов в странах ОЭСР отмечался некоторый застой и даже снижение потребления газа на тепловых электростанциях. Однако начиная уже с середины 90-х годов в результате либерализации рынка газа и электроэнергии его потребление начало быстро расти.

Повышению доли природного газа для выработки электроэнергии способствовало подписание в 1997 г. Киотского протокола, по которому промышленно развитые страны взяли на себя обязательство к 2008--2012 гг. сократить эмиссию парниковых газов в среднем на 5,2% по сравнению с уровнем 1990 г.

В настоящее время в США более 70% электроэнергии вырабатывается на станциях, работающих на угле, в странах ЕС -- до 60%. В отличие от промышленно развитых стран в Российской Федерации доля угля в производстве электроэнергии в 2000 г. упала до 30,6%, а доля газа превысила 60,8%. Такая структура топливного баланса в нашей стране могла бы считаться рациональной, если бы состояние ресурсной базы позволяло поддерживать сложившийся уровень добычи и сохранять данную структуру потребления газа на долгосрочную перспективу.

Хотя РФ и занимает первое место в мире по запасам природного газа, в течение последних нескольких лет объемы добычи газа не восполняются объемами вновь открываемых запасов. Поэтому перед электроэнергетиками страны стоит задача постепенного наращивания использования на ТЭС угля, запасы которого на порядок выше по сравнению с запасами газа. Возможность осуществления такой программы вполне реальна. Несмотря на ухудшающиеся характеристики сжигаемого в России твердого топлива, отечественное котлостроение создало целый ряд агрегатов, которые по таким показателям, как рабочие параметры и единичные мощности, не уступают лучшим зарубежным образцам.

В мире в целом на быстрое наращивание потребления и соответственно рост добычи газа определенные ограничения также накладывает обеспеченность запасами этого ценнейшего энергетического ресурса. Несмотря на широкое распространение газа на земном шаре, основные доказанные запасы сосредоточены в двух регионах: СНГ и Ближнем Востоке. Как и запасы газа, наибольшие объемы добычи газа приходятся на ограниченное число регионов, а именно: на Северную Америку (США и Канада), СНГ, Западную Европу, Ближний Восток и АТР. Основными импортерами газа являются европейские страны и страны АТР (Япония, Южная Корея и Тайвань), основными экспортерами газа -- СНГ (в основном Россия) и ряд стран Африки.

В соответствии с размещением центров потребления и добычи природного газа осуществляется и межрегиональная торговля газом. Растущие потребности западноевропейских стран в основном удовлетворяются за счет поставок газа из России, Алжира и Ливии, а также за счет поставок некоторого объема сжиженного природного газа (СПГ) из стран Ближнего Востока, Нигерии и Тринидада. Осуществляются также поставки СПГ в АТР с Ближнего Востока. В перспективе по мере роста потребления газа в основных центрах его потребления страны Ближнего Востока могут стать крупными экспортерами газа как по трубопроводам, таки в виде СПГ.

Список используемой литературы

1. Максаковский В.П. Географическая картина мира Кн.1: Общая характеристика мира, Москва, Дрофа, 2008 г., 4-е издание

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005 г.

4. Журнал «Газовая промышленность» Экология в газовой промышленности, 19 июня 2008 г.

5. А.П. Олейник «Страны мира в цифрах/2010»

Размещено на Allbest.ru