CC BY
69
УДК 334.723.6
к вопросу о возможном влиянии сланцевого газа
на отечественную экономику
С. А. НЕКРАСОВ, кандидат технических наук, кандидат экономических наук E-mail: s_a_n1@bk.ru
Объединeнный институт высоких температур РАН
В статье показано, что усиление административно-правового стимулирования добычи сланцевого газа в США привело к изменению долгосрочной взаимосвязи стоимости нефти и газа. Проведен анализ возможных последствий аналогичной метаморфозы для отечественного газового сектора. Отмечено, что экономика, наполнение бюджета которой на 2/3 зависит от экспорта углеводородов, может потерять свою устойчивость, причем прогнозирование ее развития требует новых подходов.
Ключевые слова: нетрадиционный газовый источник, сланцевый газ, месторождение, газодобывающая промышленность, энергетическая безопасность, газовый сектор.
На протяжении последнего десятилетия в Северной Америке за счет «взрывного» освоения месторождения Барнетт (и других ему подобных) наблюдается значительный рост добычи сланцевого газа (СГ), что показано на рис. 1 [14]. В 2012 г. в результате указанного роста добычи СГ США обогнали Россию и стали лидером мировой газодобывающей промышленности. Сланцевый газ относится к нетрадиционным источникам газа, запасы которых, по мнению ряда экспертов [21], в США сопоставимы с традиционными, а в некоторых странах (Китай, Канада, Мексика, Аргентина) в разы превосходят имеющиеся источники газа (рис. 2). Прогнозируется, по некоторым данным [21], что в США, Канаде и Австралии доля нетрадиционных источников в общем объеме газодобычи к 2035 г. будет превышать 60 %, а в Китае и Польше -80 % (рис. 3). Прогноз столь высокой доли нетрадиционных источников и факт нарастающего объема
добычи газа из них являются причиной пристального внимания к данному вопросу.
К нетрадиционным ресурсам относят ресурсы углеводородов, извлечение которых невозможно за счет применения стандартных методов добычи. В международной классификации среди нетрадиционных газовых источников, как видно из анализа данных рис. 2 и 3, выделяются сланцевый газ (СГ -shale gas), газ плотных коллекторов (tight gas), попутный метан угольных месторождений (coalbed methane).
Необходимо отметить отсутствие среди экспертов и ученых согласованной точки зрения по поводу взаимосвязей между различными типами нетрадиционных ресурсов. Например, среди членов академий наук трех государств - России [14, 15], Украины [9] и Белоруссии [6] отсутствует единая позиция по данному вопросу. Действительно, в исследовании Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН) [14] основное внимание уделяется СГ, который определяется как природный газ, содержащийся в сланцевых породах. В свою очередь сланцевые породы - это метаморфические горные породы, характеризующиеся ориентированным расположением породообразующих минералов и способностью раскалываться на тонкие пластины или плитки (сланцеватостью), а природный газ - это смесь газов, образовавшихся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ. Аналогичное определение СГ, как и выделение его из других видов нетрадиционных источников, подразумевается в работе Международного энергетического агентства [21], Института систем энерге-
1-125,0
107,1
1985
1990
1995
2000
2005
1978 1980 Источник: [14].
Рис. 1. Стимулирование развития сланцевых технологий в США в 1978-2009 гг: левая шкала - годовой бюджет программы развития добычи СГ (в ценах 1999 г., млн долл.); правая шкала - годовая добыча сланцевого газа (млрд м3), налоговые кредиты (долл./тыс. м3); стрелка вниз - выход на коммерческую добычу СГ; стрелка вверх - запущен механизм усиления административно-правовой поддержки развития СГ; 1 - добыча сланцевого газа; 2 - затраты Министерства энергетики США; 3 - затраты Института газовых исследований США; 4 - налоговые кредиты
Рис. 2. Запасы традиционного природного газа, газа низкопроницаемых пород,
Россия США Китай
Иран Саудовская Аравия Австралия Катар Аргентина Мексика Канада Венесуэла Индонезия Норвегия Нигерия Алжир
Источник: [21] О
США Китай Канада Австралия Индия Индонезия Россия Мексика Аргентина Польша
Источник: [21]. 10 -
■ -1 i
□ -2
■ -3
□ -4
сланцевого газа и попутного метана угольных месторождений в 2011 г., трлн м3:
1 - традиционный природный газ;
2 - газ плотных коллекторов;
3 - сланцевый газ; 4 - попутный метан
100
125
150
Рис. 3. Прогноз добычи (нижняя шкала, млрд м3) нетрадиционных газов и их доля в общем объеме газодобычи (верхняя шкала, %) к 2035 г.: 1 - сланцевый газ; 2 - попутный метан;
3 - газ плотных коллекторов;
4 - доля нетрадиционных источников газа в общем объеме производства
тики им. Л. А. Мелентьева СО РАН [15], последующих работах ИНЭИ РАН [10], а также во множе стве других публикаций. Отдельно в ряде исследований [10, 14, 15, 21] выделяется газ плотных пород (tight gas) (рис. 2, 3). Аналогичное разделение принято при рассмотрении сланцевой нефти (shale oil) и нефти плотных коллекторов (tight oil) [11].
Вопрос взаимосвязи сланцевых нефти и газа с нефтью и газом плотных пород рассмотрен в работе О. М. Прищепы, О. Ю. Аверьяновой [16], где показано, что shale oil and gas входит как часть в tight oil and gas. Авторы из ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский институт» предлагают использовать единое понятие для нетрадиционных скоплений нефти и газа в сланцевых (shale reservoir) и в плотных (tight reservoir) коллекторах. То есть это непрерывные нефтегазовые системы, включающие рассеянные углеводороды, содержащиеся в породах с низкой проницаемостью матрицы вне зависимости от открытости трещин (естественной или в результате использования методов стимуляции при добыче). Это понятие распространяется на уже генерированные нефть и газ, содержащиеся в рассеянном состоянии, в микропорах, в микротрещиноватостях, в послойной трещиноватости в пределах нефтегазо-материнских толщ [16].
Отдельным вопросом является разработка горючих сланцев. В промышленных технологиях при их нагревании органическое вещество (кероген) разлагается с выделением масляного пара. Конденсацией этого пара получают жидкое нефтеподоб-ное сланцевое масло и горючий углеводородный газ [6]. Такой газ, получаемый сухой перегонкой горючих сланцев, применялся с конца XVIII в. для освещения и получил название «светильный газ», а так как сырьем являлся горючий сланец, то часто его и называли сланцевым газом. Очевидно, что он не имеет ничего общего со сланцевым газом (shale gas), который связан не с горючими сланцами, а с темноцветными сланцеватыми пелитоморфными породами, содержание органического вещества в которых ниже 20 %. Наиболее перспективным типом коллекторов СГ являются бывшие горючие сланцы, преимущественно морского депрессионного генезиса, которые потеряли ту или иную часть битумоидов (масел), подверглись процессам физико-химической активации и приобрели дополнительную пористость и открытую трещиноватость [9].
Если при добыче горючих сланцев целевым продуктом является органическое вещество (кероген) в
качестве топлива или сырья для извлечения жидких и газообразных продуктов в процессе нагревания, то сланцевая нефть и СГ - это уже сформированные в природных условиях и рассеянные в породах углеводороды. Более того, ни в одном из известных месторождений СГ (а все они пока открыты и разрабатываются на североамериканском континенте) резервуарами природного СГ не являются горючие сланцы [9]. Таким образом, разработка горючих сланцев (существующая отечественная сланцевая промышленность) и добыча сланцевой нефти и газа [10, 11, 14, 15, 21] - это разные практически непересекающиеся области и, соответственно, для их освоения и промышленного использования целевых продуктов применяется совершенно различный набор технологий. К сожалению, некорректность в разделении этих двух областей (например [12]) -явление достаточно типичное среди потока публикаций на тему СГ. По-видимому, будет уместно следующее сравнение: добыча и переработка в жидкие и газообразные продукты горючих сланцев имеют примерно такое же отношение к СГ и сланцевой нефти, как газификация угля к добыче и сбору попутного угольного метана.
В работе члена-корреспондента НАН Украины А. Е. Лукина [9] обоснована необходимость совместного исследования всех нетрадиционных источников природного газа - низкопроницаемых плотных («тугих») газовых коллекторов (low-permeable tight gas reservoirs - TGR). TGR включает в себя цент-ральнобассейновый газ депрессионных низкопроницаемых терригенных пород, угольный метан, СГ. Анализируя несоответствие добываемых объемов СГ и ограниченной емкости сланцев, автор приходит к выводу, что основную роль в их накоплении играет непрерывно действующая «накачка» природного газа из различных источников (таких, как концентрированное и рассеянное органическое вещество осадочной оболочки, растворенное в подземных водах, и струйный глубинный метан) в гидрофобные капиллярно- и субкапиллярно-пористые среды (угли, бывшие горючие сланцы и парагенетически ассоциирующие с ними глинисто-алевро-песчаные породы). Только непрерывное восполнение газа в TGR объясняет явное несоответствие масштабов его добычи и реальных емкостных возможностей плотных коллекторов, что существенно отличается от современных представлений о природе нетрадиционных источников газа в TGR и дает естественное объяснение признакам непрерывного подтока газа,
установленным в процессе разработки, например, гигантского месторождения центрально-бассейнового газа Дип (Deep basin, Западная Канада). Отбор газа в залежах здесь восполняется за счет притока метана из смежных погруженных газоматеринских меловых сланцеватых пелитоморфных пород.
Данную точку зрения разделяет член-корреспондент НАН Белоруссии А. В. Кудельский: содержание горючих газов в сланцевых толщах месторождений Барнетт, Марцеллус, Хайнесвилл и других подобных сланцах крайне низкое (в пределах 1,5-10,5 м3 на т сланца), причем они очень плотные и малопористые, что не позволяет связывать с ними те огромные запасы сланцевого газа, о которых говорят газодобывающие компании. Но даже это крайне низкое содержание газа обязано своим происхождением не самим сланцам, а глубинным газовым потокам из очагов современного нефтегазообразования или из глубже расположенных месторождений свободного газа. Другими словами, А. В. Кудельский считает, что газосланцевые месторождения сами по себе не существуют. За них выдаются разнообразные газы нефтегазоносных бассейнов, «подпруженные» выше залегающими плотными негазоносными сланцами. Все месторождения так называемого сланцевого газа связаны с нефтегазоносными осадочными бассейнами, «вкрапленными» в более обширные территории распространения сланцевых толщ. Рекламные акции газодобывающих компаний США не сопровождались серьезными геологическими обоснованиями, поэтому от заинтересованных сторон ускользнула информация о том, что американский газосланцевый бум проистекает из ложной идеи о связи газов с плотными сланцами, у которых чрезвычайно низки такие параметры, как собственная газоносность, пористость и газопроницаемость. В итоге автор делает заключение, что в природе не существует как отдельный тип энергоносителей сланцевый газ. В разрезе нефтегазоносных бассейнов с высокой тепловой активностью имеют место только газообразные углеводороды теплового распада органического вещества, рассеянного в горных породах, а также, что вполне возможно для глубоко погруженных осадочных бассейнов, углеводороды верхнемантийного происхождения. В этой связи заслуживает доверия мнение многих экспертов о том, что наблюдаемый сегодня ажиотаж вокруг сланцевого газа является результатом грамотной пиар-кампании, за которой стоят интересы Chesapeake Energy, Statoil и других корпораций [6].
Представив вышеприведенные точки зрения различных научных школ, для понимания сути проблемы проанализируем вопрос с другой стороны, а именно: зачем и кому это нужно, к каким результатам привела тема СГ, почему она возникла именно сейчас? В поисках ответа рассмотрим динамику развития технологий по добыче СГ.
Первый в мире промышленный скважинный приток газа был получен в 1825 г. в Аппалачском не-фтегазоугольном бассейне (скважина у г. Фредония, штат Нью-Йорк). В некоторых случаях притоки газа были столь интенсивны, что отдельные скважины эксплуатировались многие годы. В этом отношении выделяется открытое в 1927 г. гигантское газовое месторождение Биг-Сэнди, которое длительное время эксплуатировалось обычными скважинами. До 1951 г. здесь было пробурено 3 414 скважин, из которых только в 207 (6 %) были получены промышленные притоки со средним дебитом 30 тыс. м3/сут. Сухими оказались 1 281 скважина, а в остальных (1 926) получены непромышленные притоки и разнообразные нефтегазопроявления. Потом эффективность газодобычи начала возрастать благодаря применению взрывов динамитных зарядов в открытых стволах скважин, что обусловило в некоторых из них 3-5-кратное увеличение дебита. Сейчас здесь тоже начали бурить скважины с горизонтальными стволами и гидроразрывом [9].
Достижения научно-технического прогресса вели к постепенному росту эффективности сланцевой газодобычи. Так, в 1977 г. Министерство энергетики США демонстрировало успешное применение технологии массивного гидроразрыва пласта в сланцах. В 1986 г. была пущена в эксплуатацию горизонтальная скважина с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), пробуренная за счет средств Минэнерго и частных предприятий в Wayne Country, штат Западная Виржиния, и уже в 1998 г. инженеры Mitchell вышли на коммерческую добычу СГ [13] (знак на рис. 1). Гидроразрыв пласта, при котором в скважину под давлением закачивается смесь воды, пропантов (гранулированных алюмосиликатов) и химикатов, является одной из основ технологии добычи СГ.
Как и большинство важных для экономики США инновационных направлений, развитие добычи СГ всячески поддерживалось, в том числе и субсидиями. Согласно имеющимся данным [14], технологическое развитие в условиях высокой озабоченности американского правительства зависимостью от импорта нефти подкреплялось
стимулированием добычи нефти и газа из нетрадиционных источников. Так, в соответствии со ст. 29 закона о налогообложении сверхприбыли сырой нефти (Crude Oil Windfall Profits Tax Act) «Нетрадиционные виды топлива», который вступил в силу в 1980 г., производители газа из нетрадиционных источников получали льготы в размере около 18 долл. /тыс. м3. В период действия ст. 29 указанного закона добыча нетрадиционного газа до 2002 г. выросла в 4 раза (рис. 1), что свидетельствует о более чем сдержанном темпе роста добычи СГ, которая несколько лет как достигла режима коммерческой добычи. В 2002 г. СГ уже составлял 3 % от общего объема добычи газа [20], что далеко выходило за пределы лабораторных, опытных, исследовательских разработок и вполне может быть отнесено к освоенному промышленному производству, уверенно прошедшему стадию НИОКР. Для сравнения отметим, что солнечная энергетика, давно выйдя из стадии НИОКР, увеличивает мощность солнечных батарей в среднем на 46 %/год на протяжении последних 5 лет, но при этом ее доля в выработке электроэнергии достигла 3 % в очень немногих странах.
Таким образом, наблюдаемый в настоящее время темп увеличения добычи СГ далеко не в первую очередь диктовался технологическими возможностями: технологии добычи СГ усовершенствовалась на протяжении более полутора столетий, а инженерная составляющая достигла стадии коммерциализации на семилетку раньше выхода графика на рис. 1 на экспоненциальный режим. По-видимому, это определялось фактической эффективностью добычи, которая вовсе не вела к взрывообразному приросту добычи даже в условиях субсидий в объеме, необходимом и достаточном (по мнению разработчиков вышеупомянутого закона о налогообложении сверхприбыли сырой нефти) для занятия СГ соответствующей ниши в топливно-энергетическом балансе США.
Логично высказать предположение, что ключевым фактором, определяющим динамику роста добычи СГ, стало усиление стимулирования развития этого направления административно-правовыми механизмами. Качественно новый этап увеличения объемов добычи, напоминающий современный рост ветряной или солнечной энергетики, произошел после 2005 г. (см. рис. 1). Именно в этот год были существенно сокращены налоги на добычу «голубого топлива». Одновременно власти увеличили на 25 % обязательные отчисления в пользу землевла-
дельцев, после чего они стали охотнее заключать контракты с добывающими компаниями [19]. Однако истинной причиной бума ГРП в Соединенных Штатах, согласно имеющимся данным [20], было принятие в этом же году Конгрессом США закона, выводящего процесс ГРП из-под надзора Агентства охраны окружающей среды США (Environmental Protection Agency - EPA), осуществляемого в рамках закона о безопасности питьевой воды. Нефтяная и газовая промышленность является единственным видом промышленности Америки, которой EPA разрешает закачивать под землю гарантированно опасные материалы (без проверки) непосредственно вблизи подземных запасов питьевой воды. Закон 2005 г. (известен как «лазейка» Halliburton) был массированно пролоббирован бывшей компанией Дика Чейни - Halliburton. Во время нахождения на посту вице-президента (с начала 2001 г. при Джордже Буше-младшем) Д. Чейни сделал все, чтобы EPA дала «зеленый свет» значительному увеличению числа сланцевых газовых скважин в США. В 2004 г. EPA опубликовало исследование экологических последствий ГРП. Это исследование было названо научно несостоятельным Вестоном Уилсоном (Weston Wilson).
Нефтегазовый надзорный проект (Oil and Gas Accountability Project) провел обзор исследований EPA, в котором показал, что из ранних вариантов исследования EPA удалило материалы, в которых говорилось, что нерегулируемое использование ГРП представляет угрозу для здоровья человека, и что агентство не включило в финальный отчет информацию о том, что разрывающая жидкость может представлять угрозу чистоте питьевой воды еще долгое время после окончания бурения. При этом в процессе ГРП, который может производиться несколько раз для одной скважины, для добычи газа используются значительные объемы воды и токсичнейшие химические вещества. Вода является основным ингредиентом, необходимым для ГРП. При среднем ГРП используется от 4,5 до 19 тыс. м3 воды на одну скважину. Фермерские области Пенсильвании и других штатов, в которых широко распространена технология ГРП, с тревогой сообщают, что их водные источники стали настолько токсичны, что вода непригодна для питья. В некоторых случаях газ даже проникает в жилые дома через обычный водопроводный кран [20]. К тому же добыча сланцевого газа приводит к загрязнению грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбен-
золом, этилбензолом, мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор, загущенный с помощью полимера, причем только для одной операции гидроразрыва используется 80-300 т химикатов [8].
В связи со столь негативными последствиями ГРП в агентстве ЕРА несколько лет назад создана экологическая комиссия ЕРА для изучения влияния технологии добычи газа из сланцевых пород на окружающую среду. Экологическая комиссия ведет активные исследования, однако окончательные выводы агентство обещает опубликовать только в 2014 г. [14]. Помимо отрицательного влияния роста добычи СГ на водные ресурсы необходимо отметить целый ряд серьезных экологических проблем:
• нарушение поверхностного слоя почвы;
• вред, наносимый шумом и пылью при сооружении системы энергоснабжения промысла и устройства подъездных путей;
• ущерб животному и растительному миру; сейсмические риски;
• значительные потери метана, сопровождающие добычу СГ.
Закономерен вопрос: является ли случайностью то, что проблема утечек газа после ГРП, в том числе на этапе отделения применяемых при гидроразрыве водных растворов и добываемого СГ, все еще остается на втором плане при обсуждениях динамики изменения климата, хотя парниковая активность метана в 21 раз выше, чем у СО2? Всякий согласится, что вопрос далеко не праздный, как его не стараются замолчать.
Несмотря на множество общественных инициатив по сдерживанию роста добычи СГ (например принятие в 17 штатах США требований по раскрытию информации с сентября 2010 г. о химических реагентах для ГРП [14]), регулярно проводится поддержка увеличения добычи СГ. Так, в отчете консультативной комиссии по сланцевому газу в ноябре 2011 г. отмечается сокрытие опасностей и выпячивание выгод от добычи газа. Интересно, что указанную комиссию возглавил бывший директор ЦРУ Джон М. Дейч (John M. Deutch). Входя в совет директоров газовой компании по производству СПГ -Cheniere Energy, Дейч является заинтересованным лицом. Проект Cheniere Energy под названием Sabine Pass является одним из двух текущих проектов в США по созданию СПГ-терминала для экспорта сланцевого газа из США на иностранные рынки. Дейч также входит в совет директоров Citigroup,
одного из наиболее активных и крупнейших банков мира, работающего в энергетике и связанного с семьей Рокфеллеров. К тому же он входит в совет директоров компании Schlumberger, которая наряду с Halliburton является одной из ведущих компаний, производящих ГРП. Отчет Дейча опрометчиво назвал сланцевый газ «лучшей новостью в сфере энергетики за последние 50 лет», в нем было обосновано, что «в долгосрочной перспективе СГ имеет потенциал для замещения жидкого топлива в Соединенных Штатах» [20].
Таким образом, лоббирование «лазейки» Halliburton - это не одноразовый акт, а одно из звеньев комплекса административно-правовых мер, осуществляемых в целях максимизации значения в строке «Объем добычи СГ», и, как будет показано ниже, трансформации рынка углеводородов. С этой точки зрения, достаточно закономерным становится вывод [6] о том, что прирост объемов газодобычи в США после 2008 г. обусловлен вовсе не ростом добычи мифологического сланцевого газа. Газодобывающие компании или по незнанию, или по какому-то тайному умыслу забыли сообщить, что все их успехи в США связаны с нефтегазоносными бассейнами с высоким теплоэнергетическим потенциалом и, как следствие, высокой газоносностью, многочисленными газовыми месторождениями и мощными вертикальными газопотоками, которые, если верить американскому опыту, можно в той или иной степени перехватывать.
Феномен резкого увеличения газодобычи в США объясняется только эксплуатацией ранее законсервированных газовых месторождений из энергетического фонда страны, как это случилось с газовым месторождением Вудфорд, умело переведенным в последние годы в разряд «газосланцевых» месторождений; перехватом вертикальных газовых потоков из глубоко погруженных очагов современного или недавнего по геологическим меркам нефтегазообразования в разрезе нефтегазоносных бассейнов. Для облегчения подобных перехватов бурятся наклонно-горизонтальные скважины с гидроразрывом вмещающих пород. А ГРП существенно повышает приемистость и степень проточности для глубинных газовых потоков.
Теперь проанализируем влияние роста объемов добычи СГ на рынок углеводородов США. Рассмотрим усредненные за неделю значения цен на газ и нефть, а также отношение цен нефти к ценам на газ (рис. 4 построен по данным [22, 23]).
Январь 1994 Январь 2004 Январь 2014
Рис. 4. Динамика цен на газ и отношение цен на нефть и газ в период 1994-2013 гг.
На протяжении долгого времени (до марта 2009 г.) цена газа определялась ценой на нефть. Когда на рынках природного газа впервые были введены формулы привязки к ценам на нефть, эти рынки были не очень активными, поэтому «нефтяная» индексация была экономически целесообразной, ведь газ приравнивался к энергоносителям с аналогичными затратами на доставку [3]. Среднее значение отношения цены барреля нефти Brent к миллиону BTU природного газа находилось около 7 (диапазон колебаний +/ - 35 %). При этом абсолютное значение цен на газ изменялось более чем на порядок от 1,4 долл. /млн BTU в начале 1995 г. до 14,46 долл. /млн BTU в декабре 2005 г. (что эквивалентно 50 и 518 долл. /тыс. м3). При пересчете на отношение цен т у. т. нефть/ т у. т. газ это соответствует значению 1,124. Выходит, энергия, полученная из нефти, в среднем была дороже на 12-13%, чем из газа, что являлось одной из постоянно движущих сил постепенного замещения нефти на газ в тех областях, где это было технологически возможно. В итоге, например, в электроэнергетике США в 19752012 гг. произошло более чем 50-кратное изменение соотношения объемов потребления нефти и газа: если в 1975 г. в США из нефти и газа было произведено соответственно 289,095 и 299,778 млрд кВт-ч, то
в 2012 г. - 22,9 и 1 230,708 млрд кВт-ч [25]. В последнее время наблюдается крайне высокая изменчивость данных показателей, что более подробно представлено на рис. 5.
Как видно из анализа данных рис. 5, после 4-кратного снижения цены нефти во II половине 2008 г. (отношение цен нефть/газ снизилось с 13,9 до 6,3) началось укрепление отношения нефть/газ до 60 к апрелю 2012 г На фоне относительно стабильных цен на нефть на протяжении последних 2 лет наблюдается высокая волатильность рассматриваемой величины вокруг среднего значения (~ 29) с выходом к осени 2013 г. на уровень 32 (цена на газ 3,48 долл. /млн ВТи, или 124 долл./тыс. м3, на нефть - 111 долл. /баррель, что в пересчете на отношение цен т у. т. нефть/ т у. т. газ равняется 5,126). Таким образом, с декабря 2008 г. по март 2011 г. произошел рост отношения цен нефть/газ по сравнению с уровнем, поддерживаемым на протяжении десятилетий, более чем в 4 раза.
Следует отметить, что рост соотношения цен нефть/газ находится в противоречии со следующим далеко не полным набором фактов.
Во-первых, происходит развитие целого спектра субститутов нефтепродуктов: биотоплива; внедрения технологий по переработке газа, а также угля
140
120
100
Январь 2008
Январь 2010
Январь 2012
Январь 2014
1
Отношение цен на нефть и газ (правая шкала), барр. Вгепс1/млн ВТ11 Цена на нефть Вгепс), доля ./барр. Выход на североамериканский рынок
Понижение мировой цены угля для европейских покупателей с сентября 2011 г.
Рис. 5. Динамика цен на нефть и отношения цен нефти и газа 2008-2013 гг.
в жидкие виды топлива (gas to liquid - GTL; coal to liquid - CTL); компримированного и сжиженного природного газа, как замены нефтепродуктов; частичный перевод автопарка на электромобили и гибриды в совокупности с развитием возобновляемых источников энергии и пр. В перспективе к этому перечню надо добавить области, где прогнозируется постепенное замещение нефтепродуктов газом, например, замена топлива для морских грузовых и пассажирских перевозок на СПГ, перевод самолетов на полеты с использованием газа. Последний вопрос после развала СССР остался на втором плане, но сейчас, например, Qatar Airlines инвестирует именно в такие технологии.
Во-вторых, увеличение объемов разработки сланцевой нефти [11] способствует снижению цен на нефть в такой же степени, как добыча СГ снижению цены газа. И аргументы, приводимые для объяснения причин бума СГ, аналогичны следующим: «ключевым плюсом добычи сланцевого газа и в США, и в Европе, и в Китае является заинтересованность властей в развитии этого направления, поскольку это снижает зависимость от импорта топливно-энергетических ресурсов» [4]. Указанные аргументы в значимо большей степени применимы к сланцевой нефти, чем к газу. Действительно, платежи за нефть странами - импортерами углеводородов кратно выше по сравнению с расходами на покупку газа. Дополнительным аргументом для формирования «медвежьих» тенденций в динамике цен на нефть является устойчивое сокращение количества используемых буровых установок на СГ при увеличении установок на сланцевую нефть [14].
В-третьих, достаточно логично ожидать рост цен на более динамично растущем рынке по отношению к умеренно увеличивающемуся. Согласно прогнозу ТНК ВР, в течение следующих 20 лет нефть будет демонстрировать самые низкие темпы роста среди всех видов топлива. Глобальный рост спроса на нефть замедлится с 1,3 %/год в 1990-2010 гг. до 0,9 %/год к 2030 г. В то же время в глобальном масштабе природный газ будет самым быстро растущим ископаемым топливом до 2030 г. и аналогичные значения для него составляют 2,4 %/ год в 1990-2010 гг. и 2,1 %/год к 2030 г. [17]. Поэтому опережающий рост цен следовало бы ожидать именно на рынке газа.
В-четвертых, немаловажным фактором сокращения спроса на нефть в пользу газа является рост внимания к вопросам экологии. Например, с 2015 г.
предельные значения содержания серы в топливе, используемом в Балтийском и Северном морях, ужесточаются до уровня в 0,1 % в соответствии с приложением VI к международной конвенции по предотвращению загрязнения моря с судов. Сжигание газа в отличие от нефти характеризуется более низким уровнем выбросов в окружающую среду. Процесс выработки электроэнергии на газовом топливе является более экологичным, а следовательно, предпочтительным при наличии запасов газа и производственных мощностей. Так, преимущественно за счет увеличения выработки электроэнергии на газовом топливе уровень выбросов углекислого газа в США в 2012 г. сократился до минимального показателя за 20 лет. Оценки показывают, что при наличии достаточных запасов газа можно снизить потребление нефти в мире на выработку электроэнергии до 5 млн барр. нефти в день (что эквивалентно росту потребления газа на 25 млрд куб. футов в день, или 260 млрд м3/год) [3].
Но вопреки перечисленным закономерностям относительная стоимость газа не увеличилась, а снизилась более чем в 4 раза.
Рынки газа являются региональными, что определяется значительным отставанием предложения межконтинентальной транспортировки газа от спроса, спецификой работы рынка СПГ, долгосроч-ностью контрактов на его производство и поставку. Поэтому факт роста отношения цен нефть/газ в столь выраженной форме наблюдается пока только в США. Средняя цена газа в Японии и Южной Корее, получаемого из импортируемого СПГ, составляет более 500 долл./тыс. м3. В Европе в 2011-2012 гг. средняя цена газа была равна 390-400 долл. /тыс. м3, а отношение цен т у. т. нефть/газ - 1,61-1,59 [3], т. е. уже происходит рыночная корректировка данного отношения с 1,12 до 1,6.
Однако относительное снижение цен на газ в США привело к последствиям, далеко выходящим за границы Северной Америки. В качестве иллюстрации покажем его влияние на угольный сектор Российской Федерации.
Согласно данным профессора Г. Л. Краснянско-го [7], в отечественной угольной сфере за последние 10 лет на 25 % обновились мощности предприятий по добыче и обогащению угля, главным образом в Кузнецком бассейне, добыча в котором в 2012 г. впервые за всю 70-летнюю историю превысила 200 млн т. Крупнейшие угольные компании практически полностью заменили изношенное горное обору-
дование. Объем инвестиций в основной капитал угольных компаний вырос за 2000-2011 гг. в 7 раз (в текущих ценах). Отметим, что развитие угольного сектора остается ориентированным на экспорт: за последние 20 лет внутреннее потребление угля сократилось более чем на 40 %, а экспорт угля с 1997 г. вырос почти в 6 раз. Поэтому все показатели сектора оказались крайне зависимыми от мировой конъюнктуры цен на уголь.
Трансформация на рынке углеводородов также переориентировала производство угольных компаний США на экспорт. В 2011 г. экспорт угля из США вырос на 600 % по сравнению с показателями 5-летней давности. В итоге снижение цен на мировых рынках угля свело значимость этих достижений практически к нулю. Причем произошло это за время на порядок меньшее необходимого для создания нового производства, а тем более перепрофилирования части одной из самых капиталоемких секторов отечественной экономики - угольной промышленности, определяющей уровень жизни нескольких миллионов российских граждан, целого ряда крупных регионов, сотен моногородов.
Действительно, с сентября 2011 г. (отмечено знаком ■ на рис. 5) мировая цена угля для европейских покупателей снизилась со 125 до 94 долл. за т, а на российский уголь в балтийских портах (на условиях FOB) уменьшилась со 125 в апреле 2011 г. до 83 долл. за т в январе 2012 г. Как результат, увеличение поставок российского угля в 2012 г. на 15,3 % (рост экспорта со 111 до 128 млн т) - это рекорд в новейшей истории российских продаж угля за рубеж - уже не обеспечивает поддержание эффективности продаж и роста инвестиций. Волей неволей угольщики постепенно приходят к пониманию необходимости корректировки направления развития сектора: вместо роста объемов экспортных поставок - расширение использования угля в местах его добычи, получение продуктов углехимии, а также углеродных и композитных материалов [7]. Хотя может быть выбран и более быстрый вариант -лоббирование пересмотра понижающих коэффициентов на железнодорожные перевозки угля. А так как стабильная работа угольной промышленности является основой общей социальной стабильности в стране (напомним стук касками на Горбатом мосту перед Белым домом в Москве в 1990-е гг., а потом сильную боязнь его повторения), то более вероятно принятие именно быстрого варианта, несмотря на то, что ни одна страна в мире не возит уголь по
железной дороге для экспорта на расстояния по 3-4 тыс. км.
Ранее было показано, что развитие СГ в значительно большей степени определяется административно-правовой составляющей по сравнению с состоянием технологических возможностей по его извлечению. Теперь рассмотрим взаимосвязь динамики добычи и коммерческой эффективности сланцевой газодобычи. Очевидно, что в рыночной экономике успешное развитие сопровождается прибыльностью бизнеса. Теме экономики добычи СГ посвящены сотни исследований, обзор которых является темой отдельной работы, не входящей в задачи данной статьи.
Для дальнейшего понимания экономической составляющей добычи СГ как отдельной сферы деятельности приведем всего две величины [20]:
1) годовой инвестиционный капитал только для поддержания текущего производства СГ - 42 млрд долл.;
2) стоимость всего добытого в США в 2012 г. СГ -32,5 млрд долл. по цене 3,40 долл. за 1 000 куб. футов (120/тыс. м3), что выше, чем фактическая цена на протяжении большей части 2012 г. А это чистые 10 млрд долл. убытков сектора добычи СГ в прошлом году для всех американских производителей сланцевого газа. Механизмы достижения подобного результата
(хеджирование, в основе которого лежат продажи еще не добытых объемов газа; механизм договора Volumetric Production Payment (VPP) - продажа доходов субарендатора участка, который позволяет выделить прямое долевое участие продавца в специфический лизинг, дает право покупателю получать определенные объемы газа (или нефти) в рамках данного договора лизинга [14] и т. п.) - это тоже отдельная тема, не столь важная для дальнейшего изложения проблемы.
На данном этапе зафиксируем следующий факт: рост добычи СГ происходит не благодаря, а вопреки законам рыночной экономики, ценообразование на рынке углеводородов не вписывается в рамки традиционных законов баланса спроса и предложения. А то, что сложные финансовые построения с участием крупных банков, к которым активно прибегали компании в условиях плохого рынка последних лет, обернулись для них жесткими обязательствами по неукоснительной добыче заранее проданных объемов газа, и то, что разрабатывать месторождения вне зависимости от
ценовой конъюнктуры толкают компании условия лицензионных соглашений, которые могут быть отозваны, если работы вовремя не начаты [10], лишь подтверждает предположение о превалировании административно-правового механизма в развитии сектора добычи СГ.
Отметим, что интегральный показатель убыточности сектора СГ вовсе не указывает на отсутствие прибыли у всех предприятий. Кредиторская задолженность преимущественно накапливается небольшими производителями (в первую очередь недавно начавшими производство). Их количество при низких барьерах входа в сектор постоянно увеличивается. В то же время финансовые институты, обслуживающие развитие добычи СГ, имеют результаты далеко не отрицательные. Кроме прибыли от кредитования сектора при грамотно подогреваемом ажиотажном интересе к СГ (и, соответственно, спросе на финансовые ресурсы, что не могло не отразиться на величине процентных ставок) только доходы от хеджирования продукции составляют 40 % всей прибыли компаний сектора [10]. Логично предположить, что на уровне идеолога и организатора роста добычи СГ заранее созданные искусственные колебания цен на газ (рис. 5) позволили кратно вернуть вложения в организацию сегодняшнего административно-правового механизма, «разгоняющего» дальнейшую добычу.
В чем же заключается фундамент для изменения консервативных многолетних стереотипов и кратного роста отношения цен нефть/газ? Ведь колебание цен на нефть в последние два года не превышает 10 % (рис. 5), а доля ее потребления на традиционных рынках углеводородов постепенно переходит к газу (компримированному, сжиженному, переведенному в жидкое топливо - GTL), и, согласно всем традиционным экономическим законам, цена не него должна увеличиваться. К тому же еще он является более экологичным топливом. Выскажем предположение, почему именно в 2004-2005 гг. было проведено столь мощное усиление административно-правового механизма стимулирования развития СГ.
После развала СССР в 1990-х гг. концепция развития ключевых секторов экономики Российской Федерации определялась программой ускоренных рыночных реформ, основанной на слепой вере в конкурентную рыночную экономику как эталонную экономическую систему (изложена в своде правил Джона Уильямсона от 1989 г.), согласно которой для
достижения рыночных ценностей следует проводить благоразумную макроэкономическую политику, следовать ориентации на открытую экономику и капитализм свободного рынка [1]. Для достижения этой цели все технологические цепочки должны быть в максимальной степени реструктуризированы, а выделенные государственные предприятия по отдельности приватизированы. Хотя данная программа, анализируемая коллективом авторов из НИУ «Высшая школя экономики», была разработана в целях стабилизации финансовой системы стран Латинской Америки, сложно отрицать, что она не оказала влияния на ход реструктуризации перерабатывающих секторов советской промышленности. В итоге реструктуризация была проведена достаточно быстро как в результате утери связей при распаде СССР, так и за счет разрушения системы Госплана, ликвидации союзных министерств с последующим дроблением и приватизацией выделенных отдельных производственных единиц. Однако системы электроснабжения и газоснабжения, к счастью, на первом этапе реформ подверглись незначительной реорганизации.
Так как основной целью программы являлось первоочередное регулирование финансовой системы государства, которому для реформирования экономики был выдан ряд кредитов, то в последующее десятилетие ограничение объема финансовых средств в отечественной экономике до уровня, недостаточного не только для развития, но и поддержания промышленного производства, создало кризис неплатежей. Возникла система взаимозачетов, приведшая к обоснованной в рамках искусственно созданных экономических условий необходимости нового этапа реформирования, целью которого, например, в электроэнергетике и газовой сфере было разделение энергосистемы и системы газоснабжения. Активное противостояние специалистов-энергетиков, чьими усилиями десятки лет создавалась отечественная энергетика, любые возражения ученых (в том числе особое мнение экспертов РАН на тему фатальности расчленения единой энергосистемы для отечественной экономики) не были приняты во внимание.
В результате реформы электроэнергетики в России произошел 12-кратный рост цен на электроэнергию в приведенном долларовом выражении, который даже в директивном порядке едва ли удастся остановить в настоящее время. Стоимость электроэнергии для конечного потребителя стала выше,
чем в североамериканских странах (теперь уже и в ряде европейских стран), обеспечивая потерю конкурентоспособности, импортозамещение и сворачивание практически всего перерабатывающего отечественного производства. При этом в большинстве регионов в структуре цены электроэнергии непосредственно генерация не превышает одной трети. Оставшиеся 65 % цены кВт-ч для конечного потребления (а в некоторых регионах более 75 %) обусловлены издержками передачи и распределения, которые до расчленения единой технологической цепочки «производство - потребление электроэнергии» в среднем не превышали 20 % [5].
Газовая сфера в отличие от Единой энергосистемы России избежала раздробления и отстояла необходимость остаться в рамках единой цепочки, обеспечивающей неразрывный технологический процесс «добыча - транспорт - распределение природного газа». Необходимо подчеркнуть сохранение в секторе единой технологической политики, направленной на снижение издержек газоснабжения для конечного потребителя, заложенной в период строительства первых магистральных газопроводов (1943 г.) Бугуруслан - Куйбышев (160 км, 250-300 мм), а позже Саратов - Москва (843 км, 325 мм), осуществляемого Главным управлением аэродромного строительства (ГУАС)1, и в последующем неукоснительно соблюдаемой по мере освоения новых месторождений и расширения системы газоснабжения. Следуя созданной системе, Российской Федерации удалось отстоять целостность мирового лидера по объему добычи, располагающего самыми большими в мире доказанными объемами природного газа и самой мощной системой газоснабжения.
Сразу после принятия решения о сохранении целостности ОАО «Газпром» и нецелесообразности его сегментировать аналогично ОАО РАО «ЕЭС России» 2 произошло, возможно, случайное совпадение (но знаковое). В 2004 г. в США был запущен механизм усиления административно-правовой поддержки развития СГ (см. знак ♦ на рис. 1). Понадобилось всего-навсего 5 лет для разрушения стереотипов самого капиталоемкого и инерционного товарного рынка - рынка углеводородов.
1 Главное управление аэродромного строительства (ГУАС) организовано 27.03.1941 (приказ НКВД №№ 00328), начальник с 31.07.1941 (приказ НКВД №№ 00984) старший майор госбезопасности Л. Б. Сафразьян - заместитель наркома Л. П. Берии.
2 См. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» [13].
Относительная стоимость газа претерпела более чем 4-кратное снижение, правда пока еще только в США.
В перспективе возможны следующие сценарии на рынке углеводородов:
1) сохранение 5-кратной дешевизны газа по отношению к нефти только на рынках Северной Америки;
2) постепенное уравнивание отношения нефть/газ во всем мире;
3) возврат отношения нефть/газ в США (и во всем мире) к равновесному значению, десятилетиями существовавшему до 2009 г. (—1,1—1,15 в пересчете на энергосодержание).
В долгосрочной перспективе, по-видимому, события будут развиваться по третьему сценарию. В дополнение к вышеперечисленному ряду причин, согласно которым соотношение цен нефть/газ будет снижаться, можно добавить тот факт, что повышение качества жизни и значимости социоприродных ценностей вызовет увеличение внимания к среде обитания [2] и экологическим последствиям использования газа и нефтепродуктов. Кроме того, при долгосрочном прогнозировании надо учитывать вероятность появления экономически доступных субститутов ископаемым топливам (новые решения в атомной, солнечной энергетике и пр.), которые окажут влияние на корректировку предпочтений потребителей при выборе типа энергоресурса, и в первую очередь по мере роста технологических возможностей будут замещаться более экологически вредные источники энергии. Свое значение в этом вопросе сыграет и тема парниковых газов, ведь требование утилизации выбросов СО2 удорожает сегодняшние технологии использования ископаемого топлива.
Но все это сравнительно далекая перспектива. В ближайшее же десятилетие ожидать отсутствия влияния дешевизны газа в США на мировые рынки энергоресурсов весьма недальновидно, что было выше проиллюстрировано на примере отечественной угледобычи. Столь стремительное обесценивание инвестиций в увеличение экспорта российского угля стало возможным по причине на порядок более быстрого перераспределения товарных потоков на рынке угля (что также является характерной особенностью нефти на нефтяном рынке) по сравнению с газом на газовом рынке. И риск подобного развития событий менеджментом угольной сферы был явно недооценен.
В отличие от рынка угля для изменения возможностей экспорта газа требуется время, необходимое для создания инфраструктуры по его перераспределению с североамериканского на европейский и азиатский газовые рынки. Этот вопрос не может остаться нерешенным. Так, согласно имеющимся данным [10], более 10 компаний Северной Америки подали документы в регулятор FERC для получения экспортных лицензий на газ, общий объем которого оценен в размере около 300 млрд м3 (с учетом канадских проектов), рассматривается ряд проектов строительства заводов СПГ. Но по состоянию на май 2013 г. лишь 2 терминала получили необходимые разрешения на экспорт. Отметим, что увеличение объемов поставок газа на основе СПГ крайне капиталоемко. Поэтому, несмотря на увеличение объемов мировых поставок СПГ и кратно больший темп роста рынка СПГ по отношению к общему рынку газа, его доля в 2010 г. составляла 9 % от совокупного объема поставок газа. В самом оптимистичном варианте к 2030 г. прогнозируется увеличение доли СПГ не более чем до 15 %, что по-прежнему останется лишь небольшой частью совокупного объема рынка газа [3]. В результате высокой капиталоемкости ожижения и транспортировки газа логистические издержки доставки СПГ из США в Азию или Европу порой превышают цену самого газа в США, в отличие от нефтяного рынка, где стоимость транспортировки барреля нефти составляет несколько долларов, а при стоимости барреля нефти 100 долл. транспортные расходы составляют всего несколько процентов от стоимости. Это дает основание для вывода экспертов [3] о маловероятности появления единой цены на газ на международном рынке даже при условии расширения мировых мощностей по производству СПГ.
Выскажем следующее предположение: неполное удовлетворение поданных экспортных заявок в США объясняется поиском новых технологических решений по транспортировке газа. Одним из таких решений может быть выбор формы для транспортировки газа в газогидратной форме (ГГФ). Так, профессором А. Я. Хавкиным показано, что в ряде случаев перевозка природных газов в ГГФ выгоднее, чем в сжиженном виде.
Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с легкими углеводородами, которое с повышением температуры или понижением давления разлагается на газ и воду. Гидраты метана при 0 оС устойчивы
при давлении более 2,8 МПа. Разработаны технологии преобразования природного газа в газогидрат, основанные на самоконсервации газовых гидратов при атмосферном давлении и температурах от - 15 оС до - 10 оС, позволяющие его транспортировать без использования трубопроводов и хранить в наземных хранилищах при нормальном давлении. Наличие в метане этана, пропана, а также кислых газов (например СО2) улучшает условия образования гидратов смесей, сдвигая условия гидрато-образования в сторону более низких давлений и более высоких температур [18]. А так как состав газа разрабатываемых газосланцевых плеев США различается не только на разных месторождениях, но и на разных скважинах в пределах одного месторождения, развитие транспорта СГ в ГГФ получает целый ряд преимуществ. Например, варьирование состава СГ на месторождении Барнетт составляет: по содержанию этана - 2,6-11,8 %; пропана - 0-5,2 %; азота - 1-7,9 %. На месторождении Антрим диапазон состава СГ также разнообразен: азота - 0,7-65 %; СО2 - 0-9,5 % [14] и др. Перед ожижением метана требуется его очистка от всех перечисленных примесей.
Таким образом, при развитии направления транспортировки СГ в ГГФ в силу его меньшей капиталоемкости увеличение экспорта газа может произойти значительно быстрее, чем по пути формирования инфраструктуры ожижения, и разница региональных цен на газ будет снижаться в значительно большей степени, чем это прогнозируется экспертами [3]. Если данное предположение верно, то в краткосрочной перспективе газогидраты будут представлять очевидную угрозу для энергетической безопасности России не столько с точки зрения увеличения мировой добычи газа [15], сколько как механизм разрушения изолированности региональных газовых рынков (именно указанная изоляция пока еще поддерживает относительно высокие цены на газ в Европе) и создания возможности быстрого перелива газа на энергетических рынках подобно нефти или углю без его значимого удорожания.
Однако вне зависимости от выбора способа транспортировки газа метастабильное состояние, при котором отношение цен нефть/газ на североамериканском, европейском и азиатском рынках углеводородов имеет кратное отличие, не может сохраняться дольше, чем это необходимо для построения инфраструктуры по расширению экспортных возможностей. В результате соотношение цен
нефти и газа перейдет в равновесное состояние на всех региональных рынках по мере перехода в равновесие спроса и предложения экспорта газа. Достаточно сложно назвать причины, по которым произойдет возврат отношения нефть/газ к значению предыдущих десятилетий без достижения целей, поставленных при принятии решения усиления организационно-правового механизма развития СГ.
Таким образом, ожидать в краткосрочной перспективе кратного снижения соотношения цены нефти и газа в США - стране - лидере по объему газодобычи с 20 % мирового ВВП, по-видимому, бесперспективно.
Обратимся к цифрам и фактам. Рынок газа США (около 65 млрд куб. футов/день в 2011 г.) больше газового рынка Японии в 6 раз (около 11 млрд куб. футов/день в 2011 г.), Великобритании - в 7 раз (около 9 млрд куб. футов/день в 2011 г.), больше, чем рынок всей Европы или Азии [3]. Единственной возможностью является движение европейского и азиатского рынков к некому среднему соотношению цен нефть/газ между сегодняшним значением 1,6 в Европе и 5,1 в США. А так как, согласно имеющимся данным [3], рынок газа Северной Америки, в отличие от европейского и особенно азиатского рынков, характеризуется высокой степенью интег-рированности, он способен обеспечить уменьшение воздействия на уровень цен. В итоге рост экспортных поставок вызовет подорожание газа в США в значительно меньшей степени, чем снижение цен в Европе. Поэтому более вероятной является верхняя граница ожидаемого снижения цен на газ в Европе. При этом, согласно исследованиям [3], экспорт газа из США не окажет значительного влияния на объем российского экспорта. В большей степени на финансовый результат экспорта повлияет снижение цен на российские поставки на европейских рынках.
В связи с этим ОАО «Газпром» в части экспортных поставок ожидает примерно такая же ситуация, в которой оказалась отечественная угольная сфера: увеличив объем экспорта, она оказалась без финансовых возможностей для дальнейшего развития (при этом цены на уголь снизились менее чем на одну треть).
Поэтому есть все основания полагать, что если не будет произведена корректировка сегодняшней стратегии (рост объемов экспорта и реализация инвестиционных проектов по его расширению) на противоположную: стимулирование переработки
газа внутри страны; организация выпуска новых энергоемких инновационных материалов; рост потребления газа химической промышленностью с получением продуктов с кратно более высокой добавленной стоимостью в сравнении с продажей собственно газа; перевод автопарка на комприми-рованный и сжиженный газ, - то одна из скрытых целей, которая была поставлена при усилении административно-правового механизма поддержки СГ, будет успешно достигнута.
Обратимся к полезному американскому опыту: большинство из перечисленных задач по росту использования газа внутри страны успешно решаются в США. Дешевый газ за последние два года привел к частичному изменению тенденции по выводу промышленности из США в развивающиеся страны, причем многие корпорации стали возвращать свои производства с большим потреблением газа обратно в Северную Америку, но теперь уже с применением новых, более энергоэффективных технологий.
Если в Российской Федерации в самое ближайшее время не будет начата неоиндустриализация и результативность работы ОАО «Газпром» будет находиться в прямой зависимости от экспортных цен на газ, то будет обосновано единственно возможное и правильное решение в условиях изменившейся конъюнктуры на рынках углеводородов. Необходима реструктуризация неэффективной, самой крупной в мире газовой вертикально интегрированной компании (а потому неспособной оперативно реагировать на новые вызовы мировой экономики), подобно проведенному расчленению единой технологической цепочки «выработка - передача - потребление» в отечественной электроэнергетике.
Естественно, что все это будет сделано в целях защиты интересов отечественных потребителей и подкреплено многочисленными исследованиями, наподобие тех, обилие которых появилось в период лоббирования принятия Федерального закона от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». А аргументированные возражения о недопустимости дробления будут, безусловно, учтены в «особом мнении» в приложении к какому-нибудь решению специально созданного к тому времени научно-технического совета, но не смогут реально повлиять на подготавливаемый в течение 10 лет результат. При этом повышение цен на газ для отечественного внутреннего потребителя, в отличие от вышеприведенного быстрого варианта решения
проблем экспорта угля, не сможет решить проблему в силу значительной роли потребления газа для энергоснабжения населения самой холодной в мире страны. Даже если согласно некоторым рекомендациям [1] начать предпринимать упорные шаги по избавлению государства от его социальных обязательств.
Подобный сценарий может быть реализован достаточно быстро (на базе ГГФ или иных технологических решений), причем намного быстрее, чем это может быть рассчитано на основе сегодняшних объективных ограничений на темп роста объемов транспортировки СПГ [3] и, соответственно, чем это может ожидаться в ОАО «Газпром». Или же, по-видимому, совсем не ожидаться, ведь до сих пор в основе экспортной стратегии «Газпрома» лежит система долгосрочных контрактов на условиях «бери - или - плати» с привязкой контрактной цены на газ к ценам на нефтепродукты. Данной формуле ценообразования придан статус безупречного стандарта сектора, обеспечивающего прогнозируемую базу при планировании нормального инвестиционного цикла [24]. Как было показано выше, менеджмент угольной сферы, на практике следуя по аналогичному пути, уже осознал необходимость его корректировки. Увы, есть иллюстрация не самого объективного отношения ОАО «Газпром» к изменениям на международном рынке (даже когда на нем эти изменения стали свершившимся фактом), отсутствия гибкости, стремления наперекор всему придерживаться ранее выработанной точки зрения. Это подтверждение концерном 18.11.2009 (см. знак Л на рис. 4 и 5) намерения о выходе на североамериканский рынок, в том числе на рынок СПГ.
Технологический рывок в области транспортировки газа может достаточно быстро сделать неактуальными успокаивающие оговорки [3] о том, что вряд ли стоит ждать перехода к единой цене на газ по всему миру, поскольку стоимость транспортировки газа слишком высока. И стоимость газа на сегодняшних (в достаточной степени изолированных) региональных рынках перейдет в равновесное состояние с учетом снижающейся стоимости транспортировки на основе новых технологических решений.
Таким образом, США получают реальную возможность определить дальнейшую судьбу ОАО «Газпром», кратно снизив на относительно короткий период цены на газ (в первую очередь на европейском рынке).
Крайне быстрый (в сравнении с периодом жизненного цикла систем энергоснабжения) вывод на рынок сотен млрд м3 СГ в США указывает на трансформацию парадигмы развития систем энергоснабжения, жизненный цикл которых составляет 20-70 и более лет. Невозможность их трансформации в столь оперативном режиме (например, перевод заводов по импорту СПГ на экспорт) уже приносит миллиардные убытки экономике США. Данный факт указывает, что самая капиталоемкая сфера экономики - топливоснабжение - приобретает принципиально новое качество (изменчивость) на все более уменьшающихся интервалах времени (до 10 лет и менее). А так как проекты разработки новых месторождений, освоение новых трубопроводных направлений в транспортировке энергоносителей занимают порой несколько десятилетий, то можно смело утверждать, что подходы к прогнозированию развития ТЭК, применяемые до настоящего времени, настойчиво требуют переосмысления. Отсюда следует вывод, что экономика, наполнение бюджета которой на 2/3 зависит от экспорта углеводородов, теряет свою устойчивость, а прогнозирование ее развития требует совершенно новых подходов.
Список литературы
1. Ананьин О., Хаиткулов Р., Шестаков Д. Вашингтонский консенсус: пейзаж после битв // Мировая экономика и международные отношения. 2010. № 12.
2. Бушуев В. В. Эргодинамика, экоразвитие, социогуманизм / В. В. Бушуев, В. С. Голубев. М.: URSS, 2010.
3. Влияние экспорта СПГ из США на мировой рынок // Отчет Центра решений для энергетического центра сектора «Делойт Маркет Пойнт ЛЛС», 2013. URL: http://www. deloitte. com/assets/Dcom-Russia/ Local %20Assets/Documents/Energy %20and %-0Resources/Global %20Impact-of-US-LNG-Exports-Report-RUS. pdf.
4. Громов А. И. Сланцевый газ: революция или эволюция? // Материалы семинара ИМЭМО «Революция сланцевого газа: риски и возможности для России» / ИнфоТЭК. 2011. № 3.
5. Грачёв И. Д., Некрасов С. А. О структуре цены электроэнергии у конечного потребителя // Микроэкономика. 2012. № 4. С. 37-41.
6. Кудельский А. В. Так называемый сланцевый газ // Информационно-аналитический портал «ОКО ПЛАНЕТЫ». Интервью 11.08.2013. URL: http://oko-
planet. su/politik/politiklist/204677-tak-nazyvaemyy-slancevyy-gaz. html.
7. Краснянский Г. Сланцевая революция и российский уголь // Российская газета. 29.01.2013. Фед. вып. № 5993 (17).
8. Крылов Д. А. Сланцевый газ в системе энергообеспечения: сырьевая база, проблемы освоения, экономическая эффективность, перспективы / Мат-лы семинара О. Н. Фаворского. М.: ОИВТ РАН, 23.03.2013.
9. Лукин А. Е. Природа сланцевого газа в контексте проблем нефтегазовой литологии // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2011. № 3. С.70-85.
10. Мельникова С., Сорокин С. Сланцы США: show must go on! // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 17.С. 6-11.
11. Нефть сланцевых плеев - новый вызов энергетическому рынку? // Информационно-аналитический обзор. ИНЭИ РАН. 2012, ноябрь. URL: http://www. eriras. ru/files/spravka_slanc_njeft. pdf.
12. Новиков О. Н. Комплексная переработка сланцев при добыче сланцевого газа. URL: http:// www. ecolog-alfa-nafta. angr. ru/page36.html.
13. Об электроэнергетике: Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ (с изм. и доп.).
14. Первые 5 лет «сланцевой революции»: что мы теперь знаем наверняка // Информационно-аналитический обзор. ИНЭИ РАН. 2012, ноябрь. URL: http://www. eriras. ru/files/slancjevyj_gaz_5_ ljet_nojabr_2012.pdf.
15. Перспективы использования сланцевых газа, нефти и нетрадиционных топливно-энергетических ресурсов по основным регионам мира и возможные последствия для России // Аналитические
мат-лы ИСЭМ СО РАН. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2013.
16. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа - сланцевых толщ // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 3.
17. Прогноз развития мировой энергетики до 2030 г. // Отчет British Petroleum, 2011. URL: http:// www. bp. com/liveassets/bp_internet/russia/bp_russia_ russian/STAGING/local_assets/downloads_pdfs/s/ bp_energy_outlook_2030_rus. pdf.
18. Хавкин А. Я. Наноявления и нанотехноло-гии в добыче нефти и газа. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2010.
19. Чем опасна «сланцевая революция»? // Русская Германия. 2013. № 2.
20. Энгдаль У. Пузырь сланцевого газа в США лопнул // Информационно-аналитический ресурс о событиях в мире после распада СССР «ВОИНА И МИР». 22.03.2013. URL: http://www. warandpeace. ru/ru/exclusive/view/78275.
21. Golden Rules for a Golden Age of Gas, IEA, 12.11.2012. URL: http://www. worldenergyoutlook. org/media/weowebsite/2012/goldenrules/weo2012_ goldenrulesreport. pdf.
22. URL: www. eia. gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_ w. htm.
23. URL: http://tonto. eia. gov/dnav/ng/hist/ rngc1w. htm.
24. URL: http://www. gazprom. ru/about/strategy/ implementation.
25. Monthly Energy Review. D0E/EIA-0035 (2013/09). URL: http://www. eia. gov/totalenergy/data/ monthly/pdf/mer. pdf.
Priorities of Russia
TO THE ISSUE OF POSSIBLE INFLUENCE OF SHALE GAS ON THE DOMESTIC ECONOMY
Sergei A. NEKRASOV
Abstract
The article shows that the strengthening of administrative and legal incentives for shale gas production in the U. S. has led to a change in long-term relationships in oil and gas. The author carries out the analysis of the possible consequences of a similar metamorphosis for the domestic gas sector. The paper
points out that the economy, content of the budget which 2/3 is dependent on exports of hydrocarbons, can lose its stability, and prediction of its development requires new approaches.
Keywords: unconventional gas source, shale gas field, gas industry, energy security, natural gas sector.
_ 23
НАЦИОНАЛЬНЫЕ ИНТЕРЕСЫ: приоритеты и безопасность
References
1. Anan'in O., Haitkulov R., Shestakov D. Vashingtonskii konsensus: peizazh posle bitv [Washington Consensus: Landscape after the battle]. Mirovaia ekonomika i mezhdunarodnye otnosheniia - World economy and international relations, 2010, no. 12.
2. Bushuyev V.V. Ergodinamika, ekorazvitie, sotsiogumanizm [Ergodinamika, eco-development, socio humanism]. Moscow: URSS, 2010.
3. Effect of LNG exports from the U. S. to the world market // Report Center solutions for the energy sector center «Deloitte Market Point LLC», 2013. Available at: http://www. deloitte. com/ assets/Dcom-Russia/Local %20Assets/Documents/ Energy %20and %20Resources/Global %20Impact-of-US-LNG-Exports-Report-RUS. pdf. (In. Russ.)
4. Gromov A. I. Slantsevyi gaz: revoliutsiia ili evoliutsiia? [Shale gas: revolution or evolution?]. Revoliutsiia slantsevogo gaza: riski i vozmozhnosti dlia Rossii [Materials of the seminar IMEMO «Shale gas revolution: risks and opportunities for Russia»]. InfoTEK- InfoTEK, 2011, no. 3.
5. Grachev I. D., Nekrasov S.A. O strukture tseny elektroenergii u konechnogo potrebitelia [On the structure of the electricity price at the final consumer]. Mikroekonomika - Microeconomics, 2012, no. 4, pp. 37-41.
6. Kudelsky A. V. Tak nazyvaemyi slantsevyi gaz [The so-called shale gas]. Informatsionno-analiticheskii portal« OKO PLANETY» - Informational and analytical portal «OKOplanet». Interview 08.11.2013. Available at: http://oko-planet. su/politik/politiklist/204677-tak-nazyvaemyy-slancevyy-gaz. html. (In. Russ.)
7. Krasnyanskiy G. Slantsevaia revoliutsiia i rossiiskii ugol' [Shale Revolution and the Russian coal]. Rossiiskaia gazeta, federal'nyi vypusk - Rossiyskaya gazeta, 29.01.2013, no. 5993 (17).
8. Krylov D.A.[Shale gas in the energy supply system: resource base, problems of development, economic efficiency, prospects]. Slantsevyi gaz v sisteme energoobespecheniia: syr 'evaia baza, problemy osvoeniia, ekonomicheskaia effektivnost', perspektivy / Materials of seminars of O. N. Taborsky. M.: High Temperatures RAS, 23.03.2013.
9. Lukin A. E. Priroda slantsevogo gaza v kontekste problem neftegazovoi litologii [Nature of shale gas in the context of oil and gas issues lithology]. Geologiia i poleznye iskopaemye Mirovogo okeana -Geology and mineral resources of the World ocean, 2011, no. 3, pp.70-85.
10. Melnikov S., Sorokin S. Slantsy SShA: show must go on! [Slates U. S.: show must go on!]. Neftegazovaia vertikal' - Oil and gas vertical, 2013, no. 17. pp. 6-11.
11. [Oil shale pleev - new challenge to the energy market?] Neft' slantsevykh pleev - novyi vyzov energeticheskomu rynku? [Information-analytical review. ERI RAS]. 2012, November. Availabl at: http://www. eriras. ru/files/spravka_slanc_njeft. pdf. (In. Russ.)
12. Novikov O. N.[Complex processing of shale with shale gas]. Kompleksnaia pererabotka slantsev pri dobyche slantsevogo gaza. Availabl at: http://www. ecolog-alfa-nafta. angr. ru/page36.html. (In. Russ.)
13. Federal Law «On Electric Power» of26.03.2003 № 35-FZ. (In. Russ.)
14. [First 5 years of «shale gas revolution»: what we now know for sure]. Pervye 5 let «slantsevoi revoliutsii»: chto my teper' znaem naverniaka. [Information-analytical review. ERI RAS]. 2012, november. Available at: http://www. eriras. ru/files/ slancjevyj_gaz_5_ljet_nojabr_2012.pdf. (In. Russ.)
15. Prospects for the use of shale gas, oil and unconventional energy resources in key regions of the world and the possible consequences for Russia. Analytical materials ESI SB RAS. Irkutsk: ISEM SB RAS, 2013.
16. Prischepa O.M., Averianova O.J. K obsuzhdeniiu poniatiinoi bazy netraditsionnykh istochnikov nefti i gaza - slantsevykh tolshch [To discuss the conceptual basis of unconventional sources of oil and gas - shale sequences]. Neftegazovaia geologiia. Teoriia i praktika - Petroleum geology. Theory and practice, 2013, tom 8, no. 3.
17. Report of British Petroleum. «The forecast of development of world power till 2030», 2011. Available at: http://www. bp. com/liveassets/bp_internet/russia/ bp_russia_russian/STAGING/local_assets/downloads_ pdfs/s/bp_energy_outlook_2030_rus. pdf. (In. Russ.)
18. Khavkin A. Y. Nanoiavleniia i nanotekhnologii v dobyche nefti i gaza [Nano-phenomena and nanotechnology in oil and gas production]. Moscow-Izhevsk: NITs «Regular and Chaotic Dynamics», Institute of Computer Science, 2010.
19. Chem opasna «slantsevaia revoliutsiia»? [Is «slate revolution» dangerous?]. Russkaia Germaniia-Russian Germany, 2013, no. 2.
20. Engdahl U. Puzyr' slantsevogo gaza v SShA lopnul [Shale gas bubble burst in the U. S. ]. Informatsionno-analiticheskii resurs o sobytiiakh v mire
posle raspada SSSR «VOINA I MIR» - Information-analytical resource on developments in the world after the collapse of the USSR «War and Peace». 22.03.2013. Available at: http://www. warandpeace. ru/ru/exclusive/ view/78275. (In. Russ.)
21. Golden Rules for a Golden Age of Gas, IEA, 12.11.2012. Available at: http://www. worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2012/ goldenrules/weo2012_goldenrulesreport. pdf.
22. Available at: www. eia. gov/dnav/pet/pet_pri_ spt_s1_w. htm.
23. Available at: http://tonto. eia. gov/dnav/ng/hist/ rngc1w. htm.
24. Available at: http://www. gazprom. ru/about/ strategy/implementation.
25. Monthly Energy Review. DOE/EIA-0035 (2013. 09). Available at: http://www. eia. gov/ totalenergy/data/monthly/pdf/mer. pdf.
Sergei A. NEKRASOV
Joint Institute for High Temperatures, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russian Federation s_a_n1@bk.ru
