CC BY
146
УДК: 622.279:339.1
С.Б. Коротков, Е.В. Семёнова, В.В. Яковенко
Ресурсная база, прогнозы добычи и потребления природного газа в европейских странах
Согласно данным Oil&Gas Journal на конец 2012 г. [1], доказанные запасы традиционного газа европейских стран, входящих в Организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), - Австрии, Бельгии, Чехии, Дании, Финляндии, Франции, Германии, Греции, Венгрии, Ирландии, Италии, Нидерландов, Польши, Португалии, Словакии, Испании, Швеции, Швейцарии, Турции, Великобритании - оцениваются в 3,9 трлн м3, из которых 85 % (3,3 трлн м3) принадлежат Норвегии и Нидерландам. Основная часть запасов сосредоточена в Северном и Норвежском морях (табл. 1).
За последние 10 лет доказанные запасы газа европейских стран снизились с 5,7 трлн м3 в 2001 г. до 3,9 трлн м3 в 2011 г., т.е. более чем на 30 % (рис. 1). Накопленная добыча газа за этот период составила 3,2 трлн м3. Обеспеченность запасами газа на текущий момент составляет 14 лет при сохранении текущих уровней добычи.
Таблица 1
Доказанные запасы газа европейских стран,
(по данным работы [2] на конец года)
Запасы, млрд м3
Страны по данным Cedigaz по данным Oil & Gas Journal
1990 г. 2010 г. 2011 г. 1990 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
Норвегия 2353,0 2762,0 2685,0 1717,0 2039,8 2007,7 2070,0
Нидерланды 1950,0 1390,0 1312,0 1723,0 1388,2 1303,2 1230,0
Великобритания 540,0 520,0 481,0 560,0 256,1 253,1 246,0
Германия 244,0 87,0 80,0 351,0 175,6 175,6 125,0
Дания 167,0 101,0 97,0 127,0 58,2 52,0 43,0
Прочие 759,0 239,0 233,0 598,0 297,4 228,4 221,9
Итого 6013,0 5099,0 4888,0 5076,0 4215,3 4020,0 3935,9
Ключевые слова:
газ,
ресурсная база, спрос
и предложение природного газа.
Keywords:
gas,
resource base, demand and supply of natural gas.
Рис. 1. Динамика запасов природного газа в европейских странах,
входящих в ОЭСР, по данным компании ВР [3]
№ 5 (16) / 2013
166
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Основные запасы газа европейских стран сосредоточены в нефтегазоносной области Северного моря, которая входит в состав Центрально-Европейского бассейна и приурочена к Североморской синеклизе. Нефтегазоносная область Северного моря (около 700 тыс. км2) расположена в пределах одноименной акватории и на шельфе (500 тыс. км2) прилегающих
стран - Великобритании, Нидерландов, ФРГ и Дании (рис. 2).
В этой нефтегазоносной области выделяется три крупных ареала нефтегазонакопления: Северный, Центрально-Североморский, Восточно-Английский. Продуктивными отложениями считаются формации верхнего палеозоя - палеогена.
Структурные элементы (I—IX):
I - грабен Мори-Ферт; II - грабен Мидленда; III - поднятие Восточного Мидленда; IV - Англо-Голландская впадина; V - Западно-Нидерландская впадина; VI - поднятие Тексель;
VII - Нижнесаксонский трог;
VIII - Северо-Западногерманская впадина; IX - поднятие Рингкёбинг-Фюн
Месторождения (1—13):
1 - Амеланд; 2 - Слотдорп; 3 - Грут;
4 - Бергемер; 5 - Берген; 6 - Миддели;
7 - Эгмонт; 8 - Рейсвейк; 9 - Эмлиххайм; 10 - Георгсдорф; 11 - Лённинген-Меншлаге; 12 - Зюд-Ольденбург;
13 - Нинхаген
Рис. 2. Нефтегазоносная область Северного моря [4] (специальное содержание разработала Л.А. Файнгерш)
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
167
Осадочный чехол мощностью до 12 км представлен морскими и континентальными отложениями от девонского возраста до четвертичных. Региональной покрышкой является мощная соленосная толща верхнепермского возраста (цех-штейн). Зоны нефтегазонакопления приурочены в подсолевом комплексе к склонам крупных поднятий, в надсолевом - к грабенам (Вайнинг и Центральный) и впадинам. Преимущественно газоносны отложения каменноугольного, пермского и нижнетриасового возраста; нефтегазоносны отложения среднего и верхнего триаса, юры, мела, палеогена, залегающие на глубинах 100^4000 м. Коллекторы гранулярные и трещинные, покрышки сложены глинистыми и соленосными породами.
Весь шельф Северного моря поделен между Великобританией, Норвегией, Данией, Гер -манией и Нидерландами на экономические зоны эксплуатации (рис. 3).
K 1986 г. открыто 211 нефтяных и газонефтяных, 160 газовых и газоконденсатных месторождений, из них на шельфе - соответственно 97 и 58. Наиболее крупными являются газовые месторождения Гронинген (запасы - 1960 млрд м3), Тролль (1287 млрд м3), Леман (340 млрд м3) и Фригг (300 млрд м3). Глубина шельфовой зоны изменяется от десятков (Леман-Банк - 30, Экофиск - 70) до сотен (Фортис - 115, Берил - 125) метров.
Разработка месторождений на шельфе Северного моря начата в 1967 г. Крупнейшими газодобывающими странами в Европе являются Норвегия (годовая добыча - около 102 млрд м3), Нидерланды (65 млрд м3) и Великобритания (45 млрд м3).
В 2011 г. Норвегия была вторым в мире (после России) экспортером природного газа. Около 95 % норвежского природного газа поставляется по трубопроводам, 5 % - в виде
Дания
Свфд)
Валbt
/ Роар
К %г";
/Нидер-Ч ланды \
^ 'Цегнар % \
1 нефтяные месторождения
1 нефтегазовые месторождения
нефтепроводы
не фтепро дукто пров оды
ш нефтеперерабатывающие заводы
£ газоперерабатывающие заводы
морские терминалы
Рис. 3. Нефтяные и нефтегазовые месторождения северной и центральной частей
Северного моря [5]
№ 5 (16) / 2013
168
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
сжиженного природного газа (СПГ). Рост поставок норвежского природного газа в 20052010 гг. объясняется в основном увеличением экспорта в Великобританию. В 2010 г. его объем составил 25 млрд м3 - около 30 % всего использованного для внутреннего потребления природного газа в Великобритании. Самым крупным импортером норвежского газа остается Германия - около 30 млрд м3 в год (рис. 4).
Около 50 % газодобычи Норвегии в последние годы обеспечивают два газовых месторождения - Ормен Ланге и Тролль (с запасами 0,4 и 1,3 трлн м3 соответственно). Согласно
прогнозам Норвежского нефтяного директората, в 2012-2015 гг. добыча газа в Норвегии будет оставаться на постоянном уровне - около 110^115 млрд м3/год. К 2020 г. добыча газа на действующих месторождениях Норвегии снизится до 80^90 млрд м3 в год и только ввод в эксплуатацию новых месторождений позволит сохранить текущие уровни его добычи (рис. 5).
Этот прогноз учитывает добычу газа на всех известных газовых месторождениях (исходя из остаточных запасов) и на перспективных объектах Норвежского моря, освоение которых планируется начать после 2016 г.
100
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Год
■ Великобритания ■ Испания ■ Франция ■ Чешская Республика ■ Австрия ■ Германия
Бельгия ■ Италия ■ Польша ■ Швейцария ■ Нидерланды
Рис. 4. Объемы импорта норвежского газа европейскими странами [3]
Год
Рис. 5. Прогноз добычи природного газа в Норвегии [6]
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
169
К перспективным объектам могут быть отнесены месторождения Аста Ханстин (в прошлом Луфа) с запасами 46 млрд м3, Линорм (24 млрд м3), блок 6506/6-1 (27 млрд м3) и др. Суммарные запасы газа этих месторождений оцениваются в 100 млрд м3, что соответствует годовому объему его экспорта. Добыча газа на этих месторождениях позволит продлить плато производства норвежского природного газа на несколько лет.
Крупнейшие газовые проекты Норвегии, которые могут обеспечить пиковую добычу
газа (не выше 7,5 млрд м3/год) в ближайшие 3^5 лет, представлены в табл. 2.
В британской зоне Северного моря обнаружено более 80 газовых месторождений с разведанными запасами 0,4 трлн м3 (данные на конец 2011 г.). В настоящее время в Великобритании эксплуатируются 37 месторождений. Крупнейшие газовые проекты, которые могут обеспечить пиковую добычу газа (около 2,0 млрд м3/год) в ближайшие 3^5 лет (что, однако, не окажет существенного влияния на темпы падения добычи), представлены в табл. 3.
Таблица 2
Крупнейшие нефтегазовые проекты Норвегии [7]
Проект Год пиковой добычи Жидкие углеводороды (УВ), тыс. барр./сут Газ, млн м3/сут Оператор
Brynhild 2014 12 Lundin
Dagny 2015+ 65 1,91 Statoil
Edvard Grieg (Luno)-Draupne 2016 130 0,04 Lundin
Ekofisk South 2013+ 70 ConocoPhillips
Eldfisk II 2013 70 ConocoPhillips
Goliat 2013 100 1,4 Eni
Gullfaks South 2014 Statoil
Hild 2016 Total
Luva 2013 6,2 Statoil
Marulk 2012 35 Statoil
Skarv-Idun 2011 90 6,87 BP (м-е Skarv), Statoil (м-е Idun)
Trestakk 2013 40 1,24 Statoil
Valemon 2015 Statoil
Visund South 2012 Statoil
Valhall 2011 150 1,81 BP
Итого 762 19,47
Таблица 3
Крупнейшие нефтегазовые проекты Великобритании [7]
Проект Год пиковой добычи Жидкие УВ, тыс. барр./сут Газ, млн м3/сут Оператор
Alder 2014 9 0,83 Chevron
Cheviot 2013 25 0,52 ATP
Ekofisk South 2014 70 ConocoPhillips
Eldfisk II 2015 70 ConocoPhillips
Fram 2015+ 20 1,45 Shell
Fyne 2013 19 Antrim
Golden Eagle, Peregrine 2014+ 70 CNOOC
Huntington 2012 27 0,62 E.On Ruhrgas
Jasmin 2013 86 ConocoPhillips
Kinnoull 2013 35 0,31 BP
Laggan-Tormore 2011 90 Total
Rosebank 2015+ Chevron
Shiehallion, Loyal 2016 130 1,29 BP
Итого 651 5,02
№ 5 (16) / 2013
170
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Пик добычи газа в Великобритании был пройден в 2000 г., и за последние 10 лет добыча снизилась более чем вдвое: со 105 млрд м3 в 2001 г. до 45 млрд м3 в 2011 г. В последние годы добыча газа в британском секторе Северного моря сокращалась в среднем на 7 % в год, а в 2011 г. сократилась на 20 % по сравнению с 2010 г. (рис. 6). По этой причине в последние 5 лет Великобритания удвоила объемы импорта газа до 40 млрд м3/год. Главным поставщиком СПГ в Великобританию в 2011 г. стал Катар, поставивший около 21 млрд м3.
По состоянию на конец 2011 г. доказанные запасы газа Нидерландов составляли
1,3 трлн м3, 75 % из которых сосредоточено в пределах крупнейшего в Европе континентального месторождения газа Гронинген, 13 % - на континентальном шельфе страны. Добыча газа в Нидерландах в 2011 г. составила 64 млрд м3. В структуре валовой добычи газа на долю ме-
сторождения Гронинген приходится около 65 % всей добычи в стране, на шельфовые месторождения - 25 %. Всего в начале 2011 г. в эксплуатации находилось 239 месторождений газа, в том числе 137 - на шельфе.
Нидерланды - единственный в Европейском союзе нетто-экспортер газа. В 2011 г. страной было экспортировано 52,9 млрд м3, при импорте 21,8 млрд м3 (в том числе 0,3 млрд м3 СПГ). Основным импортером газа является Германия, крупные поставки осуществляются также в Италию, Великобританию, Францию и Бельгию.
Проанализировав ресурсную базу и прогнозы добычи газа основных добывающих стран Европы, авторы статьи пришли к выводу, что к 2020 г. суммарный объем добычи газа европейских стран снизится с 280 до 230 млрд м3. Снижение объемов добычи произойдет во всех странах, кроме Норвегии (рис. 7).
Год
Рис. 6. Динамика газового баланса Великобритании [3]
s
4
&
5
350
300
250
200
150
100
50
осд-^-чоооосд^-чоооосд^-чооо t~'~t~'~t~'~t~'~t~'~00 00 00 00 00 08 08 08 08 08
080808080808080808080808080808
<N<N<N<N<N<N<N<N<N<N<N
Год
Норвегия
Польша
Дания
Италия
Германия
Нидерланды
Великобритания
Рис. 7. Динамика добычи газа европейских стран, входящих в ОЭСР [2]
0
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
171
Согласно прогнозу, выполненному на основе доказанных запасов, добыча газа в европейских странах в 2030 г. не превысит 140 млрд м3. Проведенные авторами расчеты подтверждаются данными, полученными ИНЭИ РАН и Российским энергетическим агентством, согласно которым внутренняя добыча газа в Европе к 2020 г. упадет на 25^30 %. Маловероятно, что европейским странам удастся компенсировать такое падение добычи за счет внутренних ресурсов газа.
В настоящее время в Европе проводится изучение ряда перспективных геологических структур с целью оценки ресурсов нетрадиционного, в основном сланцевого газа. Однако оценить возможности его добычи проблематично, поскольку исследования находятся на начальном этапе. По оценке авторов настоящей статьи, даже в случае успешного освоения запасов сланцевого газа к 2030 г. доля импорта газа европейскими странами, скорее всего, существенно вырастет - с 230 до 450 млрд м3.
Наращивание европейскими странами мощностей по импорту СПГ может покрыть
весь прирост спроса на газ, который в среднесрочной перспективе будет расти в среднем на 1,3 % в год, достигнув к 2020 г. 550 млрд м3 (по сравнению с 513 млрд м3 в 2011 г.).
К пяти ведущим европейским поставщикам СПГ относятся: Катар (объем годового экспорта - 43,4 млрд м3), Алжир (16,8 млрд м3), Нигерия (15,7 млрд м3), Египет (4,3 млрд м3), Тринидад и Тобаго (3,9 млрд м3). В долгосрочной перспективе импорт СПГ в Европу, скорее всего, будет увеличиваться. В настоящее время уже существует целый ряд перспективных проектов по импорту СПГ из стран Северной и Восточной Африки, Восточного Средиземноморья. В ближайшие 3-5 лет дополнительная мощность заводов по импорту СПГ, строящихся в европейских странах, возрастет до 26 млн т/год (35,4 млрд м3/год) (табл. 4).
По оценке некоторых экспертов, в 2030 г. совокупный спрос на природный газ в регионе может превысить 600 млрд м3/год, а в 2050 г. -680 млрд м3 (рис. 8).
Однако учитывая, что европейский энергетический рынок еще в докризисное время
Таблица 4
Строящиеся в Европе регазификационные терминалы СПГ [8]
Страна Проект Год ввода в эксплуатацию Мощность, млн т/год Мощность, млрд м3/год Участники проекта
Португалия Sines LNG (Expansion Phase) 2012 2,0 2,7 REN
Италия Livorno (OS) 2013 2,7 3,7 E.On Ruhrgas, IREN, OLT Energy, Golfr
Испания EI Musel (Gijon) 2013 5,8 7,9 Enagas
Испания Bilbao (Expansion) 2014 2,5 3,4 Enagas, EVE, RREEF Infrastructura
Польша Swinoujscie 2014 3,6 4,9 Gas-system S.A.
Франция Dunkirk 2015 9,4 12,8 EDF, Fluxys, Total
Итого 26,0 35,4
Год
минимальный прогноз максимальный прогноз усредненный прогноз
фактические данные ----линия тренда
Рис. 8. Прогнозы спроса на природный газ в странах Европы, входящих в ОЭСР
№ 5 (16) / 2013
172
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
вступил в стадию насыщения, свойственную развитым экономикам, в ближайшие десятилетия спрос на газ будет оставаться на текущем уровне 510^530 млрд м3, если экономический кризис не будет преодолен благодаря развитию альтернативной энергетики и повышению энергоэффективности.
Проведенный анализ показывает, что к 2020 г. суммарный спрос на газ в европейских странах будет превышать собственную добычу на 300 млрд м3 в год. Этот показатель может увеличиться до 450 млрд м3 к 2030 г. при условии сохранения темпов роста спроса на газ. По расчетам Энергетического центра бизнес-школы «Сколково», незаконтрактованный объем газа в 2020 г. может составить око-
Список литературы
1. Oil&Gas Journal. - 2012, December. - C. 28-31.
2. IEA Statistics // Natural Gas Information, 2012.
3. BP Statistical Review of World Energy. - 2012. -June.
4. Горная энциклопедия. -http://www.mining-enc.ru.
5. Топливно-энергетический комплекс России-XXI: атлас. - М.: ИНКОТЭК, 2011.
ло 50 млрд м3, что создает определенные перспективы для увеличения поставок в Европу российского газа. Однако нельзя исключить увеличение импорта СПГ из стран Ближнего Востока, Африки и Азии благодаря его более низкой стоимости в сравнении с российским трубопроводным газом.
В настоящее время на фоне снижающегося спроса на газ на европейском рынке все более привлекательным для российских производителей становится растущий азиатский рынок. Одним из направлений увеличения экспортных поставок ОАО «Газпром» может стать наращивание объемов СПГ за счет добычи газа на Дальнем Востоке и п-ове Ямал.
6. Ликверн Р Добыча газа в Норвегии и прогноз до 2020 года / Р. Ликверн. - 2012. -http://voprosik.net.
7. Oil&Gas Journal. - 2012, October. - C. 70-82.
8. Proceed of the 25th World Gas Conference (Programme Committee B) in Kuala Lumpur, Malaysia, June 2012. - Kuala Lumpur, 2012.
№ 5 (16) / 2013
