Северная Америка остается практически полностью самодостаточным и замкнутым газовым рынком, главную скрипку на котором играют США – крупнейший в мире производитель и потребитель этого вида топлива. За последние 10 лет добыча газа в Северной Америке выросла на 16% (около 120 млрд кубометров), потребление все время было в роли догоняющего, но к концу 2012 года даже опередило прирост добычи (124 млрд кубометров). Баланс газа в Северной Америке, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча 753,4 767,4 786,4 790,7 805,9 849,4 874,9 Потребление 755 793,6 798 791,3 825,4 842,7 879,3 Экспорт 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8 Импорт 14,3 21,8 13,2 15,7 17,6 12,9 7,9 Профицит/ Дефицит 10,8 -5,8 0,5 14,2 -3,7 17,8 2,5 Источник: US EIA, NEB (Canada) Баланс экспортно-импортных операций остается скудным. СПГ не играет существен- ной роли в газоснабжении. С 2003 по 2007 год, когда США интенсивно строили мощности по приему сжиженного газа, ожидая снижения собственной добычи, объемы импорта выросли на 50% до 22 млрд кубометров, но потом достаточно быстро вернулись к тра- диционным показателям, а в 2012 году объемы чистого импорта в Северной Америке рухнули до 7 млрд кубометров (менее 1% рынка). Источник: US EIA, NEB (Canada) Соединенные Штаты полностью доминируют в газовой сфере региона. На протяжении 10 лет они формируют 81‑84% североамериканского рынка (с точки зрения потребления). А вот их роль в сфере добычи еще более возросла с 71% в 2003‑2007 годах до 77% в 2012-м. В то же время доля Канады в производстве газа существенно снизилась – с 23 до 17%. Потребление в Канаде почти не изменилось за последние 10 лет (рост ме- нее 5% за декаду). Мексиканский рынок, напротив, достаточно динамично развивается
. и прибавил более 45% с 2003 года. В то же время в Мексике наметилась тенденция к спаду добычи, что в настоящее время компенсируется увеличением импорта из США, где бум в разработке нетрадиционных месторождений привел к перепроизводству. Источник: US EIA, NEB (Canada) 1.1 США Как уже отмечалось выше, США за последние 5 лет совершили впечатляющий рывок в сфере добычи газа, которая выросла за этот период на 135 млрд кубометров (почти 25%), существенно опередив показатели Катара, который с 2007 года увеличил добычу на 100 млрд кубометров, став крупнейшим в мире экспортером СПГ. При этом за предыдущую пятилетку американская добыча прибавила всего 5 млрд кубометров. Структуру добычи в Соединенных Штатах можно разделить на четыре основные группы – традиционные месторождения газа на суше, куда мы включаем трудноизвле- каемый (tight gas) и попутный газ, шельфовые разработки, а также два вида нетради- ционных источника – метан из сланцевых залежей и газ из угольных пластов. Динамика показателей этих групп существенно различалась в последние 10 лет. Добыча на море обвалилась втрое, на 120 млрд кубометров. Традиционные месторождения росли до 2008 года благодаря разработке месторождения в штате Вайоминг, но после выхода на пик добыча здесь начала снижаться. И в 2011 году вернулась к уровню 2003-го. В прошлом году, за счет увеличения объемов добычи попутного нефтяного газа при из- влечении сланцевой нефти, добыча немного выросла. Добыча газа в США, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Традиционные месторождения* 296,1 330 344 329,1 316,4 297,1 303,9 Шельф 184 123 107 108 102 85 61 Сланцевые залежи 14,7 42,5 63,7 98,3 137,7 222,4 269,1 Угольный метан 48,1 50,4 56,4 48,7 47,9 48,4 47,3 Всего 540,7 545,9 571,1 584,1 604 648,7 681,1 * включая трудноизвлекаемый газ и ПНГ Источник: US EIA
. Из нетрадиционных ресурсов газ из угольных пластов дает стабильную отдачу в размере 47‑48 млрд кубометров (с небольшим всплеском, который пришелся также на 2008 год, когда цены на газ в США зашкаливали за 400 долл.). Итого за 10 лет все месторождения кроме сланцевых к 2007 году снизили добычу на 25 млрд кубометров, а к 2012-му – на 116 млрд кубометров (с 528 до 412 млрд). Но за счет добычи газа из сланцевых залежей США удалось преодолеть эту тен- денцию, компенсировать выпавшие объемы добычи на шельфе. За 10 лет добыча сланцевого газа увеличилась на 254 млрд кубометров в год, из них 220 млрд кубометров – прирост в 2007‑2012 годах. В региональном разрезе эта тенденция очень заметна. Крупнейшим производителем газа стал Техас (добыча выросла со 140 до 180 млрд кубометров), на территории которого расположены сразу несколько сланцевых залежей (Barnett, Eagleford) и значительные мощности по добыче традиционного газа. Второе место заняла соседняя Луизиана с наиболее продуктивной по состоянию на 2012 год сланцевой залежью Hayensville-Bossier. А на третье вышла Пенсильвания, где расположена львиная доля добывающих скважин самой большой и единственной динамично увеличивавшей в последние пару лет отдачу сланцевой залежи – Marcellus. Потребление газа в США по штатам, млрд кубометров 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Прочие Пенсильвания Ф лорида Луизиана Нью-Йорк Иллинойс Калифорния Техас Источник: US EIA
. Всего на 7 штатов и на шельф Мексиканского залива приходится около 87% всей добычи газа в США (без учета объемов, которые добываются на Аляске, но закачива- ются обратно в пласт). Примерно половина всего газа в стране добывается в Техасе, Луизиане и на шельфе залива. Однако в 2003 году здесь добывалось ровно две трети. То есть за счет разработки сланцевых ресурсов идет постепенное расширение географии добычи в США. За счет сланцевого газа удалось увеличить добычу в Техасе, Луизиане, Пенсильвании и Арканзасе, а также поддержать ее на стабильном уровне в Оклахоме. География потребления газа в США более обширна, но крупнейшим потребителем является Техас, а в семерку наиболее газифицированных штатов входят также Луизиана и Пенсильвания. Термин «динамичный рост потребления» применим только к Флориде, где за 10 лет спрос вырос с 20 до 37 млрд кубометров. Рост потребления демонстриро- вали также Пенсильвания и Нью-Йорк, которые находятся в зоне разработки Marcellus. А в Техасе потребление даже немного снизилось (9%). Правда, в последние 5 лет спрос в самом нефтегазовом штате Америки стал восстанавливаться, но на уровень 2003 года так и не вышел. Второй крупнейший потребитель – Калифорния, которая находится вдали от центров добычи, не демонстрирует заметного роста спроса. Еще более любопытная картина складывается при рассмотрении динамики потре- бления по отраслям. Фактически только в сфере электроэнергетики состоялся рост, причем скачкообразный и на протяжении почти всех 10 лет, за исключением периода рекордных цен 2008 года. В 2003 году газовые электростанции в США использовали всего 145,5 млрд кубометров, в 2012-м – почти 260 млрд (80% роста). Более того, было бы заблуждением считать, что газовый бум в электроэнергетике США продукт именно роста добычи сланцевого газа. В 2003‑2007 годах, когда американский рынок еще был довольно далек от сланцевой эйфории и готовился к импорту огромных объемов СПГ, рост спроса со стороны электростанций составил почти 50 млрд кубометров. Безусловно, падение цен на газ в 2012 году еще более подстегнуло процесс перехода ТЭЦ с угля на газ (всего за 1 год потребление выросло на 44 млрд кубометров). Но этот всплеск лишь упрочил долгосрочную тенденцию газификации электроэнергетики в Соединенных Штатах. Потребление газа в США по секторам, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Электростанции 145,5 193,8 188,9 194,7 209,3 214,6 258,8 Крупная промышленность 202,5 188,5 189 174,7 193,4 195,6 201,1 Коммерческие потребители 90,1 85,4 89,3 88,4 87,9 89,3 82,3 Домохозяйства 143,9 133,8 138,6 135,4 135,5 133,5 118,3 Технологические нужды 48,5 52,3 52,9 55,1 55,5 56,9 59,7 Всего 630,5 653,8 658,7 648,3 681,6 689,9 720,2 Источник: US EIA Кроме того, выросло на 10 млрд кубометров потребление газа для технологических нужд газопроводов, что логично в условиях роста объемов добычи и транспортировки. Однако в остальных секторах общий тренд не очень утешительный. Объем потребления газа крупными промышленными предприятиями в 2012 году находился примерно на уровне 2003 года. Правда, в первую 5-летку спрос в этом секторе снизился на 12% (24 млрд кубометров). Поэтому можно говорить, что в период бурного развития сланце- вой добычи промышленники отыграли это падение и сейчас активно строят планы по
. развитию промышленных производств на основе ресурсов сланцевого газа в условиях низких рыночных цен на газ. Так называемые коммерческие потребители (мелкие компании, которые покупают газ у территориальных газораспределительных организаций), а также домохозяйства за 10 лет снизили объемы используемого газа. Коммерческие потребители – на 10% (8 млрд кубометров), причем основной спад пришелся на 2012 год, когда цены на Henry Hub были очень низкими. Сектор домохозяйств уменьшил потребление на 25 млрд кубометров (17%). И пик падения (минус 15 млрд кубометров) также пришелся на прошлый год. Что связано в первую очередь с ценовыми дисбалансами на американском рынке между различными категориями потребителей. В целом же можно констатировать, что рост спроса в США в последние 5 лет суще- ственно отстает от динамики добычи. Если в 2003‑2007 годах потребление выросло на 23 млрд кубометров, а добыча всего на 5 млрд, то в 2008‑2012 годах добыча прибавила 140 млрд кубометров, а спрос – всего 66 млрд кубометров. Такое поведение потребителей связано с различными механизмами ценообразования. Если цены для электростанций, промышленности и газораспределительных компаний движутся в едином коридоре со спотовыми котировками в Henry Hub с небольшим спредом, то цена газа для розничных потребителей, во-первых, цены в разы дороже, а во-вторых, изменяется гораздо медленнее, чем оптовые индексы. Из тенденций можно отметить следующие: в 2003 году электростанции платили за газ спотовую цену, но постепенно по мере увеличения потребления (а значит, и увеличения транспортного плеча) средняя цена для энергетиков становилась выше, и в 2012 году разница уже достигла 25%. Промышленники в среднем платят за газ на 8‑14 долл. дороже электростанций. Источник: US EIA Кроме того, отметим, что 10 лет назад оптовая цена для газораспределительных организаций (citygate) находилась на уровне крупной промышленности, а в 2008 году была даже ниже цены для электростанций, но в последние четыре года она выше про- мышленной на 20‑40 долл. Розничная цена для домохозяйств в США вообще развивается по собственной траектории с большой инерцией к котировкам Henry Hub и даже к оптовой цене на входе в сети низкого и среднего давления. С 2003 года существенно выросла разница между
спотом и розничной ценой в США. 10 лет назад она составляла 140 и 130 долл. соот- ветственно, 5 лет назад – 210 и 190 долл., а в прошлом году – 280 и 210 долл. Причиной тому являются большие расстояния транспортировки газа, налоги на по- требление газа и высокая наценка региональных поставщиков. Источник: US EIA Поскольку добыча газа в США в последние 5 лет росла более высокими темпами, чем потребление, это отразилось на объемах импортно-экспортных операций. Поставки газа из Канады снижались, в то же время экспорт на канадский и мексиканский рынки рос. Но, несмотря на впечатляющий производственный рывок, США все же остаются нетто-импортером природного газа. За декаду дефицит собственной добычи снизился со 110 млрд кубометров до 39 млрд (63%). Однако объем импорта газа из Канады снизился очень незначительно – всего на 14 млрд кубометров, но в то же время ощутимо, в 3,5 (20 млрд кубометров) раза, выросли обратные поставки из США северному соседу. В результате чистый импорт из Канады уменьшился на треть с 90 млрд кубометров до 56 млрд кубометров. Кроме того, на 8 млрд кубометров увеличились поставки в Мексику. От импорта сжиженного газа США практически отказались. Регазификационные мощности на 140 млн т, большая часть из которых была построена во второй половине 2000-х годов, стоят невостребованные (уровень загрузки в 2012 году – менее 3%). При этом единственный на сегодняшний день завод по производству СПГ, построенный еще в 70-х на Аляске, продолжает работать, но объемы производства волатильны из-за необходимости ремонта и реконструкции. Экспорт-импорт газа в США, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Импорт 111,7 130,5 112,9 106,3 105,9 98,3 88,7 Канада 97,4 107,2 101,7 92,7 92,9 88,3 83,8 Мексика 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0 СПГ 14,3 21,8 10 12,8 12,2 9,9 4,9 Экспорт 19,3 23,4 27,3 30,3 32,1 42,6 45,9 Канада 7,7 13,7 15,8 19,8 20,9 26,5 27,5 Мексика 9,7 8,3 10,4 9,6 9,4 14.1 17,6 СПГ 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8 Чистый импорт 92,4 107,1 85,6 76 73,8 55,7 42,8 Источник: US EIA
. 1.2 Канада и Мексика. Рынок газа Канады интегрирован с рынком Соединенных Штатов. Значительная часть канадской добычи направляется по газопроводам в США. Более того, в последние годы все больше американского газа поставляется в северо-восточные регионы Канады. Добыча газа в стране за 10 лет снизилась на 26 млрд кубометров (15%), потребление, напротив, выросло почти на 17% (13 млрд кубометров). Газовый баланс Канады, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча 173 174 167,3 157,8 150,9 150,8 146,3 Потребление 78 82,5 79 82,5 79 85,8 91 Экспорт 99,5 107,5 103,3 92,3 91,9 90,4 86,7 Импорт 7,7 13,6 15,9 20,7 22,7 31,3 30,3 Запасы 1603 1534 1671 1701 1690 1980 1720 Источник: NEB Источник: NEB К западным регионам отнесены газодобывающие провинции Альберта, Британская Колумбия, а также Саскачеван, к восточным – все прочие. Источник: NEB
Почти весь газ в Канаде добывается в двух расположенных на западе страны провинциях Альберта (69%) и Британская Колумбия (24%). При этом добыча газа в Альберте падает (на 35 млрд кубометров за 10 лет), а в БК растет (плюс 10 млрд кубометров). Падение добычи происходит на традиционных месторождениях и в залежах угольного метана, в то время как рост отмечается из резервуаров с трудноизвлекаемыми ресурсами, а также из сланцевых залежей в Британской Колумбии. Потребление в наиболее населенных восточных регионах Канады стагнирует на протяжении последнего десятилетия и даже снизилось на 2 млрд кубометров по итогам 2012 года, несмотря на благоприятную ценовую конъюнктуру. Рост же наблюдается в сфере использования технологического газа и потребления в Альберте и Саскачеване, где идет активная добыча битумной нефти (нефтяные пески). Импорт СПГ на единственный терминал Canaport, работающий с 2009 года, на восточ- ном побережье стабилен (около 2‑3 млрд кубометров в год) и незначителен. С 2003 года несколько снизился экспорт трубопроводного газа в США – на 13 млрд кубометров, в то же время в восточные регионы Канады поставляется все больше газа с американского рынка, который фактически выигрывает конкуренцию у «новых объемов» канадского газа, которые могли быть добыты при более благоприятной ценовой конъюнктуре. Если в 2003 году из 160 млрд кубометров, добывавшихся в Альберте и Британской Колумбии, 36 млрд кубометров потреблялось локально, 100 млрд кубометров экспорти- ровалось в США, а еще 24 млрд кубометров поставлялось в восточные регионы страны, то в 2012-м на Западе было добыто 137 млрд кубометров, из них 46 млрд – местное потребление, 86 млрд кубометров поставлялось в Соединенные Штаты и лишь 4 млрд кубометров ушло на восток Канады. Это значит, что канадские газопроводы, построенные для транспортировки сырья с запада на восток, простаивали. Цены на газ в Канаде формируются на газовом хабе в Альберте (AECO), который имеет примерно 10% дисконта к цене Henry Hub. Соответственно, при понижении цен в США добыча новых объемов газа в Канаде (с целью заместить выпадающее коли- чество и хотя бы поддержать уровень добычи) становится нерентабельной. При этом себестоимость нового газа выше, чем в США, в силу удаленности от рынков сбыта и более суровых условий добычи. Традиционные ресурсы газа (без учета трудноизвлекаемых) в Канаде истощаются. По предварительным оценкам, в 2012 году объемы добычи трудноизвлекаемого газа превы- сили объемы обычного (60 млрд кубометров против 58 млрд). Потенциал дальнейшего наращивания добычи трудноизвлекаемого газа почти исчерпан, по крайней мере, без резкого роста инвестиций. А объемы обычного газа продолжат падать темпами 3‑5 млрд кубометров в год. Добыча угольного метана Альберты (около 5% канадской добычи) тоже снижается из-за дороговизны добычи. Разработка сланцевых ресурсов в Канаде только началась. Пробуренные еще до драматического падения цен на газ, скважины в бассейне реки Хорн (Британская Колумбия) позволяют добывать 3‑5 млрд кубометров. Дальнейшие инвестиции при нынешней конъюнктуре нецелесообразны и в настоящее время приостановлены. Проблема канадских сланцевых ресурсов в том, что известные в настоящее время залежи в бассейне Хорна располагают исключительно запасами сухого газа, что не создает никаких дополнитель- ных стимулов в условиях относительно высоких цен на жидкие газы (пропан-бутановые фракции) и конденсат.
Среднесрочный прогноз добычи газа в Канаде на 2012‑2014 годы при цене газа 4‑4,5 долл. за млн БТЕ, млрд кубометров 2010* 2011* 2012 2013 2014 Традиционный 67,7 63,4 58 56 51 Трудноизвлекаемый 58,2 60,6 60 60 58 ПНГ 13,3 13,7 15 15 15 Угольный метан 8,5 8 7,3 6,7 6,2 Сланцевый метан 3,2 5,1 5,1 6 5,4 Всего 150,9 150,8 145,4 143,7 135,6 * факт Источник: NEB Мексика, так же как и Канада, интегрирована с США в единый газовый рынок. Цены на газ здесь регулируются государством (так как рынок монополизирован госкомпанией Pemex), но привязаны к Henry Hub плюс расходы на транспортировку и маржа. В то же время из-за дефицита газотранспортных мощностей возможности наращивания поставок газа из Соединенных Штатов ограничены, а рост спроса в условиях снижения цен превышает возможности предложения. В результате на рынке наблюдается дефицит газа и Pemex вынуждена применять ограничительные меры в отношении крупных промышленных потребителей, чтобы удовлетворить рост потребления со стороны домохозяйств. Газовый баланс Мексики, млрд кубометров 2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча 39,7 47,5 48 48,8 51 49,9 47,5 Потребление 46,5 57,3 60,3 60,5 64,8 67 68,1 Импорт 9,7 8,3 13,6 12,5 14,8 17,1 20,6 Экспорт 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0 Запасы 422 511 500 476 490 402 461 Источник: US EIA Собственная добыча в Мексике за 10 лет выросла на 8 млрд кубометров, но в последние 2 года снижается после пика 2010 года. Запасы газа на основных месторождениях в стране оказались завышенными, в связи с чем падение добычи началось на несколько лет раньше, чем прогнозировалось. Потребление за декаду прибавило более 21 млрд кубометров. Разница компенсирует- ся увеличением импорта из США (17 млрд кубометров, 70% рост за 10 лет) и закупками СПГ (около 3 млрд кубометров). Запасы газа в Мексике не позволяют рассчитывать на рост добычи газа, даже если цены пойдут вверх. В то же время наблюдается стабильный добавочный спрос, поскольку имеется неиспользованный потенциал замещения газом в энергетике дорогих нефти и нефтепродуктов. Вопрос лишь в источниках поставок. В настоящее время реализуется несколько газотранспортных проектов для увеличения импорта из США. Кроме того, три терминала по приему СПГ позволяют утроить импорт сжиженного газа. В обозримой перспективе потребности в импортном газе в стране будут увеличиваться.
